RAPPORT D’ACTIVITÉ
ET
ÉTATS FINANCIERS
CONSOLIDÉS ANNUELS 2023
SOMMAIRE
01 RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023.........................................................................................................................................7
2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT ........................................................................................ 19
3 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET ..................................................................................... 21
4 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE .................................................................. 26
5 COMPTES SOCIAUX.............................................................................................................................................. 27




02 ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
COMPTE DE RÉSULTAT ..................................................................................................................................................... 30
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ........................................................................................................................................... 31
ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE ............................................................................................................................. 32
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES .................................................................................................... 34
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE...................................................................................................................................... 36




03 NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
Note 1 RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE D’ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS . 39
Note 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2023........................................................................................... 44
Note 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE ................................................ 50
Note 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE .................................................................................................. 60
Note 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE ............................... 62
Note 6 INFORMATION SECTORIELLE ............................................................................................................................ 67
Note 7 VENTES .................................................................................................................................................................... 71
Note 8 CHARGES OPÉRATIONNELLES ......................................................................................................................... 75
Note 9 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES........................................... 77
Note 10 RÉSULTAT FINANCIER ......................................................................................................................................... 80
Note 11 IMPÔTS ..................................................................................................................................................................... 81
Note 12 RÉSULTAT PAR ACTION ...................................................................................................................................... 85
Note 13 ACTIFS IMMOBILISÉS ........................................................................................................................................... 86
Note 14 INSTRUMENTS FINANCIERS ............................................................................................................................ 101
Note 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS....................................................................................... 118
Note 16 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES ................................................................................................. 140




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
3
Note 17 PROVISIONS ......................................................................................................................................................... 143
Note 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME ...................... 152
Note 19 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS .................................................................................................... 161
Note 20 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES................................................................................................ 162
Note 21 RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS............................................................................................................. 164
Note 22 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, STOCKS, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS ................ 165
Note 23 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES......................................................................................................................... 167
Note 24 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE............................................................................................ 174
Note 25 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX ............ 175
Note 26 INFORMATIONS RELATIVES À L’EXEMPTION DE PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE
CERTAINES SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET NÉERLANDAISES.................................................. 176




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
4
ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
5
01 RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023.........................................................................................................................................7
2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT ........................................................................................ 19
3 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET ..................................................................................... 21
4 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE .................................................................. 26
5 COMPTES SOCIAUX.............................................................................................................................................. 27




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




1 RÉSULTATS ENGIE 2023

Résultats d’ENGIE au 31 décembre 2023
Nouvelle année de forte croissance des résultats portée
par la qualité d’exécution de notre stratégie
Proposition d’un dividende de 1,43€ par action pour 2023
Perspectives moyen terme 2024–2026 solides

Faits marquants Performance financière

• Rythme élevé de croissance dans les Renouvelables • Guidance 2023 atteinte avec un RNRpg de
avec 3,9 GW de capacités ajoutées en 2023 portant la 5,4 milliards d’euros
capacité totale installée à 41,4 GW • EBIT hors nucléaire de 9,5 milliards d’euros, en hausse
• Accélération dans le stockage par batteries avec organique de 18%, portée principalement par GEMS et
l’acquisition de BRP aux États-Unis et la mise en les Renouvelables
service d’Hazelwood en Australie • Cash Flow From Operations(1) en forte augmentation de
• Visibilité accrue sur la contribution des Infrastructures 5 milliards d’euros soutenue par l’amélioration du BFR
en France • Capex de croissance en hausse de 48% à
• Progrès continu dans la trajectoire Net Zero 2045 avec 8,1 milliards d’euros
une baisse de 54% vs. 2017 des émissions de GES • Maintien d’un bilan solide avec un ratio dette nette
liées à la production d’énergie à 52Mt en 2023 économique / EBITDA de 3,1x
• Signature de l’accord final relatif au nucléaire Belge • Dette financière nette de 29,5 milliards d’euros, en
dérisquant fondamentalement le Groupe hausse de 5,4 milliards d’euros et dette nette
économique en augmentation de 7,7 milliards d’euros à
46,5 milliards d’euros
• RNRpg(2) attendu entre 4,2 milliards d’euros et
4,8 milliards d’euros en 2024
• Proposition d’un dividende de 1,43€ par action pour
2023 d’euros, correspondant à un taux de distribution
de 65%

1.1 Chiffres clés au 31 décembre 2023

Variation Variation
brute organique
En milliards d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 en % en %
Chiffre d'affaires 82,6 93,9 -12,0% -11,4%
EBITDA (hors Nucléaire) 13,7 12,2 +12,5% +12,7%
EBITDA 15,0 13,7 +9,5% +9,7%
EBIT (hors Nucléaire) 9,5 8,0 +18,2% +18,3%
Résultat net récurrent des activités poursuivis, part du
Groupe 5,4 5,2 +2,8% +2,7%
Résultat net, part du Groupe 2,2 0,2
CAPEX (1) 10,6 7,9 +35,1%
Cash Flow From Operations (CFFO) 13,1 8,0 +63,1%
Endettement financier net 29,5 +5,4 milliard d'euros par rapport au 31 déc. 2022
Dette nette économique 46,5 +7,7 milliard d'euros par rapport au 31 déc. 2022
Dette nette économique / EBITDA 3,1x +0,3x par rapport au 31 déc. 2022
(1) Net des produits de cession dans le cadre du schéma DBSO (Develop, Build, Share & Operate), du schéma de tax equity, et
incluant la dette nette acquise.




(1) Cash Flow From Operations = Free Cash Flow avant Capex de
maintenance et financement des provisions nucléaires.
(2) Résultat net récurrent, part du Groupe.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
7
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




1.2 Perspectives et Guidance 2024-2026

Les objectifs pour les exercices comptables clos les 31 décembre 2024, 2025 et 2026 présentés ci-dessous sont basés
sur des données, hypothèses et estimations considérées comme raisonnables par le Groupe à la date de publication de
ce document.

Ces données et hypothèses peuvent évoluer ou être modifiées en raison d’incertitudes liées à l’environnement financier,
comptable, concurrentiel, réglementaire et fiscal ou d’autres facteurs dont le Groupe n’a pas connaissance à la date
d’enregistrement de ce document. De plus, la réalisation des prévisions nécessite le succès de la stratégie du Groupe.
Par conséquent, le Groupe ne s’engage ni ne donne de garanties quant à la réalisation des prévisions énoncées dans la
présente section.

Les objectifs présentés ci-dessous et hypothèses sous-jacentes ont également été établies conformément aux dispositions
du Règlement délégué (UE) no 2019/980, complément du règlement (UE) no 2017/1129, et aux recommandations de
l’ESMA sur les prévisions.

Ces objectifs résultent des processus budgétaires et de plan à moyen terme décris dans la Note 13 des états financiers
consolidés ; ils ont été établis sur une base comparable aux informations financières historiques et conformément aux
méthodes comptables appliquées aux états financiers consolidés du Groupe pour l’exercice clos le 31 décembre 2023
décrites dans les états financiers consolidés.

1.2.1. Objectifs financiers pour la période 2024-2026

ENGIE poursuit activement son plan stratégique qui permettra au groupe d’atteindre son objectif net zéro carbone à
horizon 2045.

Malgré la baisse des prix de marché au cours des derniers trimestres et compte tenu de la croissance embarquée de
GEMS dans la contribution de nos activités, ENGIE revoit à la hausse son objectif de résultat net récurrent part du Groupe
pour l’année 2024 à un niveau désormais compris entre 4,2 et 4,8 milliards d’euros contre une fourchette de
3,8 à 4,4 milliards d’euros annoncée précédemment. L'EBIT hors nucléaire est quant à lui attendu dans une fourchette
indicative de 7,5 à 8,5 milliards d’euros (contre 7,2 à 8,2 milliards d’euros auparavant).

2026 : une année pivot pour ENGIE

À horizon 2026, le Groupe anticipe une croissance de ses résultats dans les activités Renouvelables portée par les
investissements et dans Energy Solutions grâce au développement de la base d’actifs et à une forte amélioration de la
performance opérationnelle. Il prévoit également une contribution plus élevée des Infrastructures et de GEMS dont l’EBIT
normalisé annuel a été revu à la hausse de 1 à 1,5 milliard d’euros, ce qui permet de compenser l’impact de la baisse des
prix des commodités et des spreads en Europe, intervenue au second semestre de l’année dernière, sur les activités
exposées aux prix de marché. Les activités de batteries devraient également contribuer de manière croissante aux
résultats du Groupe dès 2024. Enfin, comme anticipé, ENGIE intègre une baisse des résultats du Nucléaire en Belgique
avec l’arrêt de plusieurs centrales d’ici 2025 et le LTO sur les réacteurs Doel 4 et Tihange 3.

Ainsi, entre 2024 et 2026, les perspectives d’ENGIE sont les suivantes :

En millirads d'euros 2024 2025 2026
EBIT hors nucléaire (nouvelle) 7,5 - 8,5 7,9 - 8,9 8,2 - 9,2
EBIT hors nucléaire (précédente) 7,2 - 8,2 7,5 - 8,5 n/a
Guidance RNRpg (nouvelle) 4,2 - 4,8 3,9 - 4,5 3,7 - 4,3
Guidance RNRpg (précédente) 3,8 - 4,4 4,1 - 4,7 n/a



Les hypothèses de prix retenues pour la guidance 2024-2026 sont basées sur les prix à terme en Europe au
29 décembre 2023.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
8
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




ENGIE continue de viser une notation de crédit «strong investment grade» et un ratio de dette nette économique sur
EBITDA inférieur ou égal à 4,0x à long terme.

Les principaux facteurs d’évolution de l’EBIT par activités en 2023 sont les suivants :

Facteurs d’évolution attendus vs. vs.
2021 2023 Activités pour l’EBIT 2021 (1) 2023 (1) 2026
Contribution des investissements,
Renouvelables baisse des prix ++ +
Tarifs réglementés reflétant
l'inflation, récupération des coûts
et des recettes de la période
précédente en France (CRCP),
Infrastructures nouveaux investissements ++ ++
Contribution des investissements,
amélioration continue de la EBIT prévisionnel hors
EBIT hors Nucléaire EBIT hors Nucléaire Energy performance, éléments Nucléaire
Solutions exceptionnels négatifs en 2023 =+ +
5,2 milliards d’euros 9,5 milliards d’euros Normalisation des prix et de la 8,2 milliards d’euros à
volatilité, baisse des volumes du 9,2 milliards d’euros
thermique partiellement
compensée par l'accélération
FlexGen dans les batteries =- -
Gestion et optimisation du
portefeuille, base de comparaison
Retail élevée en 2023 =+ =-
Normalisation des prix et de la
GEMS volatilité ++ ----

Fermetures des unités et impact
Nucléaire du LTO à partir de 2026 - -


Convention : chaque signe «+» représente c. +500 millions d’euros, chaque signe «-» c. -500 millions d’euros, chaque signe «=» une
variation entre 0 et +250 millions d’euros, chaque signe «=-» une variation entre -250 à 0 millions d’euros.

ENGIE prévoit un EBIT hors nucléaire compris entre 8,2 et 9,2 milliards d’euros en 2026 comparé à 9,5 milliards d’euros
en 2023 et 5,2 milliards d’euros en 2021. La contribution attendue des investissements (entre +1,6 et 2,0 milliards d'euros)
et de la performance (entre + 0,5 et + 0,7 milliard d'euros) devrait être compensée par les effets prix et volatilité pour un
montant compris entre -2,9 et -3,5 milliards d’euros et d'autres effets, tels que les taux de change, le périmètre ou le climat.

Le taux de croissance annuel moyen de l’EBIT hors nucléaire entre 2021 et 2026 devrait se situer entre 10% et 12%.

Capex

ENGIE confirme son objectif de 22 à 25 milliards d’euros de Capex de croissance entre 2023 et 2025 et prévoit d’investir
un montant similaire en moyenne annuelle en 2026. L'allocation du capital est basée sur une discipline stricte respectant
des critères financiers et ESG.

Performance

ENGIE poursuivra ses efforts en matière d'efficacité à travers une maîtrise importante de ses frais généraux et
administratifs, en améliorant l'efficacité des fonctions support et en redressant les activités les moins performantes. Le
Groupe vise un impact positif de ces mesures sur l’EBIT à hauteur d’environ 200 millions d'euros par an sur la période
2024-26.

Cessions

Après avoir conduit son recentrage avec succès avec 11 milliards d'euros de cessions réalisées sur la période 2021-2022,
le Groupe a réduit de manière significative le montant des cessions en 2023 (0,3 milliard d’euros). ENGIE devrait continuer
à avoir une rotation limitée de son portefeuille jusqu’en 2026, avec des cessions estimées à moins de 1 milliard d’euros
en moyenne par an.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
9
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




1.2.2. Hypothèses sous-jacentes

Les hypothèses prises en compte sont les suivantes :

• guidance et indications sur la base des activités poursuivies ;
• absence de changement de méthode comptable ;
• absence de changement substantiel de réglementation ou de l’environnement macro-économique ;
• rente inframarginale basée sur les textes légaux en vigueur ;
• prise en compte de la revue régulatoire dans les infrastructures en France pour la période 2024 – 2027 ;
• répercussion complète des coûts d'approvisionnement de la fourniture d’énergie BtoC en France ;
• température moyenne en France;
• production hydraulique, éolienne et solaire moyennes ;
• taux de change moyen :
− € / USD: 1,11 en 2024, 1,13 en 2025 et 1,15 en 2026,
− € / BRL: 5,34 sur 2024 – 2026;
• nucléaire en Belgique : taux de disponibilité des centrales d’environ 92 % en 2024 et 94 % en 2025 – sur la base
de disponibilité telle que publiée sur REMIT au 01/01/2024, hors LTO ;
• contingences pour les activités Nucléaires en Belgique de 0,2 milliard d’euros en 2024 et 0,1 milliard en 2025 ;
• prix des commodités au 29 décembre 2023 ;
• résultat financier net récurrent de (2,5) – (2,8) milliards d’euros sur la période 2024 – 2026 ;
• taux récurrent effectif d’imposition : 25-27 % sur la période 2024 – 2026.

1.3 Politique de dividende réaffirmée et proposition d’un dividende de
1,43€ par action en 2023

Le Conseil d’administration réaffirme la politique de dividende du Groupe visant à distribuer 65 à 75 % du résultat net
récurrent part du Groupe et incluant un dividende plancher de 0,65 € par action pour la période de 2024 à 2026.

Pour l’année 2023, le Conseil d’administration propose de distribuer 65% du résultat net récurrent part du Groupe,
représentant un dividende de 1,43 € par action. Cette proposition sera soumise à l’approbation des actionnaires lors de
l’Assemblée Générale du 30 avril 2024.

1.4 Poursuite du déploiement du plan stratégique

Renouvelables

Les capacités installées renouvelables du Groupe ont augmenté de 3,9 GW en 2023, avec la mise en service de 1,9 GW
en Amérique du Nord, de 0,8 GW en Europe, de 0,7 GW en Amérique latine et de 0,4 GW dans le reste du monde. La
capacité installée totale de Renouvelables chez ENGIE s’élève désormais à 41,4 GW. Au 31 décembre 2023, le Groupe
dispose de 6,3 GW de capacités en construction, correspondant à 60 projets. Le Groupe a signé plus de 70 contrats
d’achat d’électricité (PPA) en 2023 pour un total de 2,7 GW, dont 2,0 GW ayant une durée de plus de cinq ans, ce qui en
fait le leader mondial des corporate PPAs.

En 2023, ENGIE a renforcé sa plateforme d’énergies renouvelables en Afrique du Sud avec l’acquisition de
BTE Renewables (340 MW en opération avec un pipeline de 3 GW) et la consolidation globale de Kathu, centrale solaire
à concentration de 100 MW.

Le Groupe confirme son objectif de capacité totale installée de 50 GW en 2025 et de 80 GW en 2030. Cette ambition est
soutenue par un pipeline de 92 GW à fin décembre 2023, en hausse de 12 GW par rapport à fin décembre 2022.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
10
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




Infrastructures - Gaz renouvelables

La Commission de Régulation de l’Energie (CRE) a fixé les tarifs des infrastructures gazières de transport, de stockage et
de distribution pour la période 2024-27. Elle prend en compte, pour cette période, un coût moyen pondéré du capital de
4,1% pour le transport (contre 4,25% précédemment), de 4,6% pour le stockage (contre 4,75%) et de 4,0% pour la
distribution (contre 4,1%). Cette décision reflète la volonté du régulateur de maintenir la soutenabilité à long terme des
tarifs. Ces tarifs permettent en outre de récupérer un montant significatif lié à la période de régulation qui s’achève en
2024.

Au Brésil, ENGIE Brasil Energia a cédé 15% de sa participation dans TAG à CDPQ. La cession partielle de cette
participation s’inscrit dans le cadre du programme de rotation d’actifs du Groupe et de son plan d’investissement dans les
activités Renouvelables et les lignes de transmission. Par ailleurs, ENGIE avait remporté en début d’année une nouvelle
concession d’une durée de 30 ans pour la construction et l’exploitation de 1 000 km de lignes à haute tension dans les
états de Bahia, Minas Gerais et Espirito Santo.

Le développement du biométhane se poursuit en France, avec une capacité de production annuelle pouvant atteindre
10,8 TWh raccordés aux réseaux d'ENGIE, soit une augmentation de 2,6 TWh par rapport au 31 décembre 2022. ENGIE
a également débuté son expansion dans le biométhane en Europe, avec l'acquisition d'Ixora Energy Ltd, un des leaders
de la production de biométhane basé au Royaume-Uni. Le Groupe confirme son objectif de 10 TWh par an de production
de biométhane à horizon 2030.

Le Groupe a également pour ambition de développer une capacité de production d'hydrogène vert de 4 GW à horizon
2035.

FlexGen - Batteries

En 2023, ENGIE a accéléré son développement dans les batteries avec la mise en service d’Hazelwood en Australie, son
plus grand système de stockage d’énergie par batterie en opération, et l’acquisition de Broad Reach Power (BRP) aux
États-Unis.

ENGIE a également obtenu le permis de construire d’un système de stockage d’énergie par batterie de
200 MW / 800 MWh sur le site de Vilvorde en Belgique. Cette batterie, dont la mise en service est prévue en 2025,
disposera d’un contrat de capacité de 15 ans avec Elia, gestionnaire du réseau de transport d’électricité en Belgique, à
partir de 2027.

À fin décembre 2023, ENGIE dispose de 1,3 GW en opération, de 3,6 GW sécurisés en développement, principalement
aux États-Unis, au Chili, en Australie, en Belgique et au Royaume-Uni, en ligne avec l’objectif de 10 GW de batteries
installées en 2030.

Energy Solutions

Les activités d’Energy Solutions ont remporté des contrats majeurs notamment dans les réseaux urbains de chaleur et de
froid. En 2023, le backlog des concessions en France s’est élevé à 21,3 milliards d’euros comparé à 19,8 milliards d’euros
l’an passé.

Conformément à l'objectif d'ENGIE d'accélérer la transition vers une économie neutre en carbone grâce à des solutions
respectueuses de l'environnement, le Groupe a gagné de nombreux contrats de décarbonation au cours de l’année dans
le cadre de son activité de production sur site.

À horizon 2030, le Groupe a pour ambition de produire 20 TWh d’énergie verte (chaleur, froid et électricité) livrée à ses
clients pour les activités de réseaux et de production sur site.

Allocation de capital rigoureuse

Les investissements de 2023 se sont élevés à 10,6 milliards d’euros, dont 8,1 milliards d’euros d’investissements de
croissance. 83% ont été consacrés aux Renouvelables, à Energy Solutions et à FlexGen, en ligne avec les priorités
stratégiques d'ENGIE.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
11
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




Plan de performance

Les résultats du plan de performance ont contribué à hauteur de 178 millions d’euros en 2023, l'excellence opérationnelle
dans les GBU et la réduction des pertes des activités déficitaires ayant compensé l’augmentation des coûts des fonctions
support due à un contexte fortement inflationniste. Le Groupe a atteint 687 millions d’euros de contribution cumulée dans
le cadre du plan de performance cumulé 2021-2023, au-dessus de l’objectif de 600 millions d’euros.

1.5 Accord nucléaire belge final dérisquant fondamentalement le Groupe

Le 13 décembre 2023, ENGIE et le gouvernement belge ont signé l’accord final (1) relatif à la prolongation de 10 ans des
réacteurs nucléaires de Tihange 3 et Doel 4 ainsi qu’à toutes les obligations liées aux déchets nucléaires. Ce document
entérine les principes clés de l’accord-cadre signé le 21 juillet 2023. Il permet un partage de risques équilibré pour la
prolongation des deux unités nucléaires et élimine, pour le Groupe ENGIE, les incertitudes concernant l’évolution des
provisions liées aux déchets nucléaires.

1.6 Point sur le plafonnement des revenus issus de la production
d’électricité des technologies intramarginales

En décembre 2023, le gouvernement français a étendu la taxe inframarginale jusqu’au 31 décembre 2024.

En France, le projet de loi de finances pour 2024 prévoit un plafonnement des recettes de la production d’électricité issues
des technologies intramarginales sur une période de douze mois (du 1er janvier 2024 au 31 décembre 2024). Le plafond
varie de 42 € / MWh à 183 € / MWh en fonction de la technologie de la production d'électricité. Les recettes excédentaires
sont soumises à un taux d'imposition de 50 %. Le Groupe ENGIE est principalement impacté au titre des droits de tirage
sur deux centrales nucléaires d'EDF (Chooz B et Tricastin, 1,2 GW, 9 TWh de production annuelle en considérant un taux
de disponibilité de 85 %) soumises à un plafond de 94 € / MWh et les centrales à gaz (capacité de 1,4 GW) soumises à
un plafond de 42€ / MWh sur le clean spark spread.

1.7 Des progrès significatifs réalisés sur les objectifs ESG clés

En 2023, les émissions de gaz à effet de serre (GES) liées à la production d'énergie se sont élevées à
52 millions de tonnes, en forte de baisse de 54% par rapport à 2017. Ce résultat représente 78% de l’objectif de réduction
pour atteindre 43 millions de tonnes à 2030 par rapport à 2017. Au-delà des leviers structurels de décarbonation, cette
performance meilleure qu'anticipée résulte également d’un taux d’utilisation plus faible des centrales à gaz en Europe sous
l’effet combiné de températures douces et de la normalisation des conditions de marché.

Par ailleurs, la part des énergies renouvelables dans la capacité totale de production d’électricité d'ENGIE est passée de
38% à fin 2022 à 41% à fin décembre 2023, principalement grâce à l'ajout de 3,9 GW de capacités renouvelables sur
l’ensemble de l’année.

Concernant les objectifs de diversité de genre, ENGIE comptait 31% de femmes au sein du management à fin 2023, un
chiffre une nouvelle fois en hausse par rapport à l’année précédente. Le Groupe poursuit les plans d’actions mis en œuvre
afin d’atteindre un objectif d’équilibre managérial de 40% à 60% entre les femmes et les hommes.

Enfin, Moody’s a évalué le plan de transition du Groupe et donné une note globale NZ-2, avec une ambition alignée avec
une trajectoire 1,5°C à horizon 2030 et un niveau «solide» sur l’implémentation des objectifs.




(1) Conditionnés, notamment, à l’approbation par la Commission Européenne au titre des aides d’état et à l’adoption de modifications
législatives relatives au cadre juridique et réglementaire nucléaire belge.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
12
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




1.8 Santé et sécurité

En 2023, ENGIE a pris un tournant majeur avec à la mise en œuvre d’un plan de transformation global, ENGIE One Safety,
visant à éliminer durablement les accidents graves et mortels. Ce plan renforce notre gouvernance et notre surveillance,
en plus de porter un programme ambitieux d’engagement et de communication. Malgré le déploiement du plan de
transformation, six personnes ont perdu la vie alors qu’elles travaillaient pour le Groupe ou ses sous-traitants. L’objectif
de zéro fatalité sera au centre des priorités en 2024. Par ailleurs, ENGIE a poursuivi l’amélioration de la prévention des
accidents avec arrêt de travail avec un taux de fréquence de ces accidents de 1,8 fin 2023 contre 2,0 fin 2022.

1.9 Revue des données de l'année 2023

1.9.3. Chiffre d’affaires

Le chiffre d’affaires s’est établi à 82,6 milliards d’euros, en baisse de 12,0% en brut et 11,4% en organique.

Chiffre d’affaires contributif, après élimination des opérations intragroupe

Variation Variation
brute organique
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 en % en %
Renouvelables 5 512 6 216 -11,3% -13,0%
Infrastructures 6 873 6 961 -1,3% +0,1%
Energy Solutions 11 033 11 441 -3,6% -2,8%
FlexGen 5 264 7 126 -26,1% -24,5%
Retail 16 443 16 810 -2,2% -1,6%
Autres 37 322 45 277 -17,6% -17,0%
dont GEMS 37 221 45 137 -17,5% -16,9%
TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES (hors Nucléaire) 82 447 93 830 +12,1% -11,5%
Nucléaire 118 35 +237,6% +237,6%
TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES 82 565 93 865 -12,0% -11,4%



Le chiffre d'affaires des Renouvelables s’est élevé à 5 512 millions d'euros, soit -11,3% en brut et -13,0% en organique.
En organique, le chiffre d’affaires a baissé principalement en Europe, notamment en France, en raison de la baisse des
prix spot par rapport à l’an passé.

Le chiffre d'affaires des Infrastructures s’est élevé à 6 873 millions d'euros, soit -1,3% en brut et +0,1% en organique. La
diminution brute a inclus des effets de change positifs principalement en Amérique latine et des effets de périmètre en
Argentine. En organique, le chiffre d'affaires a augmenté grâce aux enchères de capacités de transport de gaz, à un
marché favorable pour les activités de stockage en Allemagne et au Royaume-Uni et la mise en service complète des
lignes de transmission de Novo Estado au Brésil, partiellement compensés par la baisse des volumes distribués dans la
distribution française.

Le chiffre d'affaires d'Energy Solutions s’est élevé à 11 033 millions d'euros, -3,6% en brut et -2,8% en organique. La
diminution brute intègre des effets de périmètre en France. En organique, la baisse du prix des commodités a impacté
négativement le chiffre d’affaires en France.

Le chiffre d'affaires de FlexGen s’est élevé à 5 264 millions d'euros, -26,1% en brut et -24,5% en organique. L’impact des
taux de change s’est élevé à -98 millions d’euros, principalement au Pakistan et au Chili. La variation organique s'explique
par l'Europe, principalement en raison de la baisse des services ancillaires et des spreads dans un marché qui se
normalise. En Amérique latine, le chiffre d’affaires a progressé en raison de l'indexation des contrats PPA au Chili et de la
hausse de la production et des prix au Pérou.

Le chiffre d'affaires de Retail s’est élevé à 16 443 millions d'euros, -2,2% en brute et -1,6% en organique. L’impact des
taux de change s’est élevé à -93 millions d’euros, principalement en Australie. En organique, la baisse est principalement




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
13
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




liée à la baisse des volumes de gaz et d'électricité en raison de la sobriété et de la diminution du portefeuille de gaz, en
partie compensée par l’augmentation des contrats d’électricité et un prix moyen plus élevé du portefeuille.

Le chiffre d'affaires des activités «Autres» s’est élevé à 37 332 millions d'euros. La baisse par rapport à l'année dernière
est principalement liée à GEMS, essentiellement impacté par la baisse nette des prix des commodités et la baisse des
volumes livrés.

Le chiffre d’affaires du Nucléaire a été non significatif après élimination des opérations intragroupes.

1.9.4. EBITDA

L’EBITDA hors nucléaire s’est établi à 13,7 milliards d’euros, en hausse brute de 12,5% et de 12,7% en organique.

1.9.5. EBIT

L’EBIT hors nucléaire, qui s’est élevé à 9,5 milliards d’euros, a enregistré une hausse brute de 18,2% et de 18,3% en
organique.

• Taux de change : un effet net de -26 millions d’euros, principalement dû à la dépréciation du dollar américain et
de la livre sterling en partie compensée par l’appréciation du réal brésilien et du dollar australien.
• Variations de périmètre : effet net de +31 millions d’euros.
• Températures en France : par rapport à la normale, l’effet température normatif est négatif de 182 millions d’euros,
générant une variation positive totale de 7 millions d’euros par rapport à 2022 dans les Infrastructures, le Retail et
les activités GEMS.

Contribution des activités à l’EBIT ; croissance principalement portée par GEMS, Renouvelables et Retail

dont effet
Variation Variation temp.normatif
brute organique (France) vs.
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 en % en % 2022
Renouvelables 2 005 1 627 +23,2% +19,5%
Infrastructures 2 265 2 371 -4,5% -4,5% 10
Energy Solutions 386 523 -26,2% -26,2%
FlexGen 1 513 1 768 -14,4% -11,8%
Retail 569 (6) - - 8
Autres 2 741 1 736 +57,9% +57,7% 2
dont GEMS 3 551 2 618 +35,7% +35,6% 2
TOTAL EBIT (hors Nucléaire) 9 479 8 019 +18,2% +18,3% 20
Nucléaire 605 1 026 -41,0% -41,0%
TOTAL EBIT 10 084 9 045 +11,5% +11,5% 20




Matrice par activité/géographie

Moyen-
Reste de Amérique États-Unis & Orient, Asie
En millions d'euros France l'Europe Latine Canada & Afrique Autres 31 déc. 2023
Renouvelables 574 282 925 216 34 (27) 2 005
Infrastructures 1 415 64 800 (5) ‐ (9) 2 265
Energy Solutions 343 190 (1) (142) 24 (27) 386
FlexGen ‐ 891 202 35 419 (34) 1 513
Retail 380 145 ‐ ‐ 64 (20) 569
Autres 32 1 1 (9) ‐ 2 716 2 741
Dont GEMS 32 ‐ ‐ ‐ ‐ 3 519 3 551
TOTAL EBIT (hors Nucléaire) 2 744 1 573 1 927 96 541 2 599 9 479
Nucléaire ‐ 605 ‐ ‐ ‐ ‐ 605
TOTAL EBIT 2 744 2 178 1 927 96 541 2 599 10 084




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
14
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




Moyen-
Reste de Amérique États-Unis & Orient, Asie
En millions d'euros France l'Europe Latine Canada & Afrique Autres 31 déc. 2022
Renouvelables 368 318 796 172 9 (36) 1 627
Infrastructures 1 700 24 658 (3) ‐ (8) 2 371
Energy Solutions 311 148 (5) 23 58 (11) 523
FlexGen ‐ 1 278 50 44 417 (22) 1 768
Retail (164) 115 6 ‐ 49 (12) (6)
Autres (1) (16) ‐ (11) ‐ 1 763 1 736
Dont GEMS ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 2 618 2 618
TOTAL EBIT (hors Nucléaire) 2 215 1 867 1 506 226 532 1 674 8 019
Nucléaire ‐ 1 026 ‐ ‐ ‐ ‐ 1 026
TOTAL EBIT 2 215 2 893 1 506 226 532 1 674 9 045




1.9.5.1. Renouvelables : forte croissance portée principalement par la contribution des actifs
nouvellement mis en service ainsi que des prix captés et des volumes plus élevés en
Europe

Variation Variation
brute organique
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 en % en %
EBIT 2 005 1 627 +23,2% +19,5%
CAPEX totaux 4 130 3 333 +23,9%
CNR – prix captés (€/MWh) (1) 100 60 +66,7%
Marges DBSO (contribution EBIT) 19 102 -81,3%
Indicateurs de performance opérationnelle
Mises en service (GW à 100 %) 3,9 3,8
Volumes hydro - France (TWh à 100 %) 14,6 12,8 1.8
(1) Avant la taxe spécifique sur production hydroélectrique de la CNR.

L’EBIT des Renouvelables a enregistré une croissance organique de 19,5% portée par la contribution des nouvelles
capacités mises en service (+167 millions d’euros) notamment aux États-Unis, en Europe et en Amérique latine et un effet
volume positif (+112 millions d’euros) du principalement à une meilleure hydrologie en France et au Portugal. La croissance
de l’EBIT a également bénéficié d’un effet prix positif (+75 millions d’euros), les prix captés plus élevés pour les activités
hydroélectriques en France et l’effet de comparaison favorable lié aux rachats d’hydroélectricité en 2022, partiellement
compensé par la hausse des taxes sur la production hydroélectrique en France. Ces effets positifs ont largement
compensé l’impact de la baisse des marges de DBSO en 2023 (-83 millions d’euros).

1.9.5.2. Infrastructures : baisse des volumes distribués et hausse des coûts de l’énergie en
France partiellement compensées par la croissance à l’international

Variation Variation
brute organique
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 en % en %
EBITDA 4 151 4 212 -1,5% -1,3%
EBIT 2 265 2 371 -4,5% -4,5%
CAPEX totaux 2 173 2 321 -6,4%
Indicateurs de performance opérationnelle
Effet température normatif (EBIT - France) (129) (139)(1) 10
Compteurs communicants (m) 11,3 10,9 0,4
(1) En prenant en compte ~8€/MWh vs ~7€/MWh publié en 2022.

L’EBIT des Infrastructures a baissé de 4,5% en organique en raison de la baisse des volumes distribués liée principalement
à la sobriété énergétique ainsi que de l'augmentation des coûts de l’énergie et des frais de personnel due à l'inflation. Une
partie de ce retard sera rattrapée au cours de la nouvelle période de régulation. Ces effets ont été partiellement compensés
par une hausse des tarifs en France, en Allemagne et en Roumanie, par des revenus additionnels des capacités souscrites
pour le transit de gaz entre la France et l'Allemagne, ainsi que par un environnement favorable pour les activités de
stockage au Royaume-Uni et en Allemagne. En dehors de l'Europe, l'EBIT a augmenté de 22% organiquement




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
15
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




principalement grâce à la mise en service complète des lignes de transmission de Novo Estado au Brésil et à la bonne
performance de TAG.

1.9.5.3. Energy Solutions : impacté par des one-offs, en partie compensés par une meilleure
performance des autres activités

Variation Variation
brute organique
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 en % en %
Chiffre d’affaires 11 033 11 441 +3,6% -2,8%
EBIT 386 523 -26,2% -26,2%
CAPEX totaux 1 102 864 +27,5%
Indicateurs de performance opérationnelle
Cap. Installées infra. Décentralisées (GW) 25,3 24,9 +0,4%
Marge d'EBIT (hors one-off) +5,2% +4,6% +63 pb
Marge EBIT +3,5% +4,6% -107 pb
Backlog - Concessions en France (milliards d'euros) 21,3 19,8 1,5



Les activités d’Energy Solutions ont enregistré une baisse organique de leur EBIT de 26,2% en raison de deux one-off :
des dépassements de coûts dans la construction de deux unités de cogénération aux États-Unis (150 millions d’euros) et
la reconnaissance d’un impôt différé sur Tabreed (38 millions d’euros) à la suite de l’introduction d’un impôt sur les revenus
dans les Émirats Arabes Unis en 2023. En excluant ces one-off, l’EBIT est ressorti en hausse organique de 10%. Dans
les réseaux énergétiques locaux et l’activité de production d’énergie sur site la croissance est portée par la performance
opérationnelle, une contribution plus élevée des actifs de cogénération en France et les nouvelles mises en service. Ces
éléments ont permis de compenser l’impact négatif des grèves en France au premier semestre 2023 et la baisse des
marges de DBSO dans le solaire aux États-Unis à la suite d’un changement de business model vers une intégration
globale. Dans le développement des activités d’efficacité énergétique, la croissance de l’EBIT s’explique par l’optimisation
des contrats et une plus grande sélectivité.

1.9.5.4. FlexGen : normalisation des conditions de marché en Europe en partie compensée par
des effets de comparaison favorables et la reprise au Chili

Variation Variation
brute organique
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 en % en %
EBITDA 1 929 2 235 -13,7% -11,2%
EBIT 1 513 1 768 -14,4% -11,8%
Indicateurs de performance opérationnelle
CSS moyen capté en Europe (€/MWh) 37 28 +30,0%
Capacité installée (GW à 100%) 59,0 59,5 (0,5)



L’EBIT des activités FlexGen a enregistré une baisse organique de 11,8%. Cette diminution s’explique principalement par
un effet prix négatif (-377 millions d’euros) en raison de la moindre utilisation des actifs en Europe à la suite de la
normalisation des conditions de marché, en partie compensée par l’amélioration au Chili (réduction des positions courtes
et baisse des prix d'approvisionnement). L’EBIT a également été pénalisé par la baisse des services ancillaires qui étaient
à des niveaux très élevés en 2022. Par ailleurs, l’EBIT a bénéficié de deux effets de comparaison favorables le Groupe
ayant été impacté par une taxe exceptionnelle en Italie au premier semestre 2022 et par un coût plus élevé des
indisponibilités non planifiées pour les actifs gaziers en France l’an passé.




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16
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




1.9.5.5. Retail : bonne performance due à des marges élevées et l’optimisation du portefeuille
de couverture

Variation Variation
brute organique
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 en % en %
EBITDA 821 259
EBIT 569 (6)
Effet température normatif (EBIT - France) (45) (53) 8



L’EBIT des activités de Retail s’est élevé à 569 millions d’euros en 2023 contre -6 millions d’euros en 2022. La croissance
organique de l’EBIT a été portée principalement par un effet prix positif dû à l’optimisation du portefeuille de couverture
entraînant des marges plus élevées et par des effets de timing sur l’approvisionnement. Ces effets positifs ont été
compensés en partie par un hiver doux et la sobriété des clients entraînant une position longue vendue à des prix bas en
2023 comparé à une position longue qui était vendue à des prix élevés en 2022.

1.9.5.6. Activités «Autres» : contribution significative de GEMS

L'EBIT de GEMS s'est élevé à 3 551 millions d'euros, en hausse organique de 933 millions d’euros portée par plusieurs
effets au premier semestre :

• un impact négatif au premier semestre 2022 lié aux contrats Gazprom relatif au risque d’interruption physique de
fourniture de gaz, qui ne s’est pas répété en 2023;
• la forte performance des activités d’energy management en Europe qui bénéficient toujours de bonnes conditions
de marché, même si elles sont moins favorables qu’en 2022 ;
• une normalisation graduelle des conditions de marché conduisant au relâchement des réserves de marché ;
• la bonne tenue des activités BtoB, dans un contexte de marché qui permet la pleine valorisation du coût du risque ;
• la poursuite de l’effet des contrats signés en 2022 à des conditions favorables qui se matérialisent à la date de
livraison.

La contribution de GEMS au second semestre a diminué significativement par rapport à l’an passé, comme attendu, en
raison d’une base de comparaison très élevée, de la réduction des volumes et des marges depuis cet été, du renversement
des effets de timing au second semestre ainsi que de la contribution des contrats signés en 2022 à des niveaux de marge
élevée se matérialisant à la date de livraison et qui ont été étalés dans le temps. En dehors des effets de timing et de
variation des réserves techniques, la performance opérationnelle de GEMS au second semestre reste à un niveau
significativement supérieur à celle des années antérieures à la crise.

1.9.5.7. Nucléaire : augmentation des taxes et impact net du démantèlement compensés en
partie par une hausse des prix capturés et une meilleure disponibilité

Variation Variation
brute organique
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 en % en %
EBITDA 1 285 1 510 -14,9% -14,9%
EBIT 605 1 026 -41,0% -41,0%
CAPEX totaux 174 229 -24,0%
Indicateurs de performance opérationnelle
Production (BE + FR, @share, TWh) 32,0 42,1 -24,0%
Disponibilité (Belgique à 100%) +88,8% +83,6% +520 pb



L'EBIT de l’activité nucléaire est ressorti en baisse organique de 41,0%. L’EBIT a été impacté par l'arrêt progressif des
deux réacteurs Doel 3 en septembre 2022 et Tihange 2 en février 2023 (-538 millions d’euros), par la taxe inframarginale
nucléaire et les taxes nucléaires en Belgique (-333 millions d’euros) ainsi que par la hausse de la charge d’amortissement
liée à l’augmentation des actifs de démantèlement à la suite de la révision triennale de la CPN. Ces effets négatifs ont été




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
17
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 RÉSULTATS ENGIE 2023




partiellement compensés par un effet volume positif (+425 millions d’euros) grâce à un taux de disponibilité plus élevé que
l’an passé de 88,8 % sur les actifs belges et par l'augmentation des prix capturés (+363 millions d’euros).

1.9.6. Analyse de la croissance organique en base comparable

Variation
brute/organique en
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 %
Chiffres d’affaires 82 565 93 865 -12,0%
Effet périmètre (220) (399) ‐
Effet change ‐ (491) ‐
Données comparables 82 345 92 977 -11,4%



Variation
brute/organique en
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 %
EBITDA 15 017 13 713 +9,5%
Effet périmètre (96) (65) ‐
Effet change ‐ (43) ‐
Données comparables 14 922 13 606 +9,7%



Variation
brute/organique en
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 %
EBIT 10 084 9 045 +11,5%
Effet périmètre (76) (45) ‐
Effet change ‐ (26) ‐
Données comparables 10 008 8 974 +11,5%



Le calcul de la croissance organique vise à présenter des données comparables tant en termes de taux de change utilisés
pour la conversion des états financiers de sociétés étrangères qu’en termes d’entités contributives (méthode de
consolidation et contribution en termes de nombre de mois comparable). La croissance organique en pourcentage
représente le rapport entre les données de l’année en cours (N) et de l’année précédente (N-1) retraitées comme suit :

• Les données N-1 sont corrigées en supprimant les contributions des entités cédées au cours de la période N-1 ou
prorata temporis pour le nombre de mois postérieurs à la cession en N ;
• Les données N-1 sont converties au taux de change de la période N ;
• Les données N sont corrigées des données des acquisitions N ou prorata temporis pour le nombre de mois
antérieurs à l’acquisition en N-1.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
18
RAPPORT D’ACTIVITÉ
2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT




2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

La réconciliation de l’EBIT au Résultat net se détaille comme suit :


Variation brute
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 en %
EBIT 10 084 9 045 +11,5%
(+) MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 2 430 (3 661)
(+) Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence (22) (17)
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net
des entreprises mises en équivalence 12 493 5 367 +132,7%
Pertes de valeur (1 318) (2 774)
Restructurations (47) (230)
Effets de périmètre (85) 91
Autres éléments non récurrents (4 945) (1 328)
Résultat des activités opérationnelles 6 098 1 127 +441,3%
Résultat financier (2 163) (3 003)
Impôts sur les bénéfices (1 031) 83
RÉSULTAT NET 2 903 390 +644,9%
Résultat net récurrent des activités poursuivies, part du Groupe 5 366 5 223
Résultat net récurrent part du Groupe par action 2,18 2,24
Résultat net part du Groupe 2 208 216
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle 695 173



La réconciliation du Résultat net récurrent part du Groupe au Résultat net part du Groupe se détaille comme suit :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Résultat net récurrent des activités poursuivies, part du Groupe 5 366 5 223
Pertes de valeur et autres (5 456) (1 494)
Restructurations (47) (230)
Effets de périmètre (85) 91
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 2 430 (3 661)
Résultat net récurrent des activités non poursuivies, part du Groupe ‐ 287
Résultat net part du Groupe 2 208 216



Le résultat des activités opérationnelles (RAO) s’établit à 6 098 millions d’euros, en forte hausse par rapport au
31 décembre 2022, principalement en raison de l’évolution des résultats latents des instruments financiers sur matières
premières non qualifiés de couverture, de moindres pertes de valeur et de la croissance de l’EBIT, partiellement
compensés par l’impact de la révision des provisions nucléaires.

Le RAO est impacté par :

• des pertes de valeurs nettes de 1 318 millions d’euros (contre des pertes de valeur de
2 774 millions d’euros au 31 décembre 2022), principalement sur des actifs de production d’énergies
renouvelables en Amérique du Nord et des actifs concernés par la sortie de la production thermique à base de
charbon (cf. Note 9.1) ;
• des charges de restructuration de 47 millions d’euros (contre 230 millions d’euros au 31 décembre 2022)
(cf. Note 9.2) ;
• des «Effets de périmètre» pour -85 millions d’euros (contre +91 millions d’euros au 31 décembre 2022)
(cf. Note 9.3) ;
• d’autres éléments non récurrents à concurrence de -4 945 millions d’euros (contre -1 328 millions d’euros au
31 décembre 2022) comprenant principalement les effets de la révision des provisions nucléaires pour tenir
compte de l’accord signé avec le gouvernement belge le 29 juin 2023, devenu liant suite à la signature des
compléments aux accords initiaux le 21 juillet 2023 et dont la mise en œuvre a été précisée par les accords
transactionnels («transaction documents») signés le 13 décembre 2023 (cf. Note 9.4).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
19
RAPPORT D’ACTIVITÉ
2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT




Le résultat financier s’élève à -2 163 millions d’euros au 31 décembre 2023 contre -3 003 millions d’euros au
31 décembre 2022 (cf. Note 10), essentiellement en raison de la hausse du coût de la dette.

Retraité des éléments non récurrents, le résultat financier s’élève à -1 975 millions d’euros 31 décembre 2023 contre
-1 819 millions d’euros au 31 décembre 2022. Cette dégradation de 156 millions d’euros provient de l’augmentation des
autres charges financières pour -96 millions d’euros (notamment l’augmentation de la charge de désactualisation) et de la
hausse du coût de la dette nette à concurrence de -60 millions d’euros.

La charge d’impôt au 31 décembre 2023 s’établit à 1 031 millions d’euros (contre un produit d’impôt de 83 millions d’euros
au 31 décembre 2022).

Retraité des éléments non récurrents, le taux effectif d’impôt récurrent s’établit à 27,1% à fin décembre 2023 contre 22,6%
à fin décembre 2022, principalement en raison de :

• l’évolution de la situation fiscale dans certains pays ne reconnaissant que partiellement, en 2023 et/ou 2022, leurs
actifs d’impôt différé (notamment Belgique, Italie, Luxembourg, Allemagne et Pays-Bas) – environ +8,3 points ;
• l’impact défavorable en 2022 de la non déductibilité de la contribution extraordinaire, comptabilisée en charges
opérationnelles, ainsi que la contribution de solidarité exceptionnelle votées en Italie – environ -3,3 points.

Le résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies s’élève à 5 366 millions d’euros contre
5 223 millions d’euros 31 décembre 2022. Cette hausse est principalement due à la croissance de l’EBIT, partiellement
compensée par l’augmentation de la charge d’impôt.

Le résultat net part du Groupe est de +2 208 millions d’euros, en forte hausse par rapport au 31 décembre 2022, en
raison principalement de l’évolution des résultats latents des instruments financiers sur matières premières non qualifiés
de couverture partiellement compensée par l’impact de la révision des provisions nucléaires.

Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s’établit à 695 millions d’euros, en
amélioration par rapport au 31 décembre 2022 (+521 millions d’euros), notamment dans les GBUs Renouvelables aux
États-Unis.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
20
RAPPORT D’ACTIVITÉ
3 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET




3 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET

L’endettement financier net s’est établi à 29,5 milliards d’euros, en hausse de 5,4 milliards d’euros par rapport au
31 décembre 2023.

Cette hausse est principalement liée :
• à des dépenses d’investissements sur la période de 10,6 milliards d’euros ;
• à des versements de dividendes aux actionnaires d’ENGIE SA et aux participations ne donnant pas le contrôle
(4,1 milliards d’euros) ;
• au financement et dépenses encourues dans le cadre de la sortie du nucléaire (1) en Belgique pour
3,4 milliards d’euros ;
• à divers autres éléments, à hauteur de 0,7 milliard d’euros.

Ces éléments ont été compensés par :
• des Cash Flow From Operations de 13,1 milliards d’euros ;
• des cessions de 0,3 milliard d’euros..

Les mouvements relatifs à l’endettement financier net sont les suivants :

En milliards d’euros




(1) CAPEX nets des produits de cession dans le cadre des activités DBSO et des financements de tax equity.
(2) Y compris effets de périmètre liés aux cessions et acquisitions.




(1) Les flux de financement relatifs à Synatom étaient précédemment comptabilisés dans les Capex bruts et les dépenses de gestion
des déchets/démantèlement en CFFO.




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21
RAPPORT D’ACTIVITÉ
3 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET




La dette nette économique s’est élevée à 46,5 milliards d’euros, en hausse de 7,7 milliards d’euros par rapport au
31 décembre 2023, principalement en raison de l’augmentation des provisions pour obligations de mise hors service
(+5,2 milliards d’euros, principalement l’augmentation des provisions nucléaires suite à l’accord conclu avec l’État belge),
de la hausse de la dette financière nette (+5,4 milliards d’euros), en partie compensé par la variation des dépenses
relatives au nucléaire (-3,4 milliards d’euros).

Les mouvements relatifs à la dette nette économique sont les suivants :

En milliards d’euros




(1) Augmentation des provisions nucléaires suite à l’accord signé avec le gouvernement belge.



Le ratio endettement financier net/EBITDA s’élève à 2,0x, en hausse de 0,2x par rapport au 31 décembre 2022.
Le coût moyen de la dette brute s’est établi à 4,31%.


En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Endettement financier net 29 493 24 054
EBITDA 15 017 13 713
RATIO DETTE NETTE/EBITDA 1,96 1,75



Le ratio dette nette économique/EBITDA s’élève à 3,1x, un niveau stable par rapport au 31 décembre 2022 et en ligne
avec l’objectif d’être inférieur ou égal à 4,0x.



En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Dette nette économique 46 517 38 808
EBITDA 15 017 13 713
RATIO DETTE NETTE ÉCONOMIQUE/EBITDA 3,10 2,83




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
22
RAPPORT D’ACTIVITÉ
3 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET




3.1 Cash-flow des opérations (CFFO)

Le Cash Flow From Operations s’élève à 13,1 milliards d’euros, en hausse de 5,1 milliards d’euros par rapport à 2022.
Cette progression est principalement soutenue par l’amélioration de la variation du besoin en fonds de roulement
(+2,8 milliards d’euros).

Le besoin en fonds de roulement est positif à hauteur de 0,4 milliards d’euros, avec une variation positive d’une année
sur l’autre de 2,8 milliards d’euros, principalement due à des effets de prix liés au retrait de gaz à des prix plus élevés
(+3,9 milliards d’euros), des factures à émettre (+3,5 milliards d’euros), des appels de marge (+1,3 milliard d’euros) et à
l’effet timing positif net sur les boucliers tarifaires (+0,9 milliard d’euros) partiellement compensés par l’impact des reprises
de réserves de marché chez GEMS (-2,2 milliards d’euros) qui est neutre sur le CFFO, l’impact négatif sur les créances
clients nettes (-1,9 milliard d’euros) et sur le nucléaire (-2,1 milliards d’euros).


3.2 Liquidités

Le Groupe a maintenu un niveau de liquidité élevé qui s’est établi à 23,6 milliards d‘euros au 31 décembre 2023, dont
17,0 milliards d‘euros de disponibilités(1).


3.3 Investissements (CAPEX)

Le total des investissements s’est élevé à 10,6 milliards d’euros, dont 8,1 milliards d’euros dédié aux investissements
de croissance.

Investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) par activité

En milliards d’euros




(1) Disponibilités desquelles sont retranchés les découverts bancaires.




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23
RAPPORT D’ACTIVITÉ
3 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET




Les investissements de croissance s’élèvent à 8,1 milliards d’euros et se détaillent comme suit par activité :




(1) Net des cessions dans le cadre des activités DBSO, hors Corporate et des financements de tax equity.



La matrice activités/géographies des investissements de croissance se détaille comme suit :

Moyen-
Reste de Amérique États-Unis & Orient, Asie
En millions d'euros France l'Europe Latine Canada & Afrique Autres 31 déc. 2023
Renouvelables 323 481 1 103 994 1 059 7 3 966
Infrastructures 501 163 174 ‐ ‐ ‐ 839
Energy Solutions 477 155 4 136 79 47 897
FlexGen ‐ 341 14 1 492 (8) 5 1 843
Retail 53 45 ‐ ‐ 8 54 160
Nucléaire ‐ ‐ 19 ‐ ‐ ‐ 19
Autres ‐ 8 ‐ 1 6 352 368
Dont GEMS ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 82 82
TOTAL CAPEX DE CROISSANCE 1 354 1 193 1 314 2 622 1 144 464 8 090




Moyen-
Reste de Amérique États-Unis & Orient, Asie 31 déc.
En millions d'euros France l'Europe Latine Canada & Afrique Autres 2022 (1)
Renouvelables 361 1 094 876 648 214 10 3 202
Infrastructures 669 174 245 ‐ ‐ ‐ 1 087
Energy Solutions 354 122 19 66 75 58 694
FlexGen ‐ 181 9 34 (9) 6 220
Retail 62 42 ‐ ‐ 7 62 173
Nucléaire ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Autres ‐ 4 ‐ ‐ ‐ 103 108
Dont GEMS ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 63 63
TOTAL CAPEX DE CROISSANCE 1 445 1 617 1 148 748 287 240 5 484
(1) Certains reclassements internes, qui n’ont pas d’impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 1er janvier 2023. Les
principaux reclassements internes concernent le transfert d’EV Box des activités Energy Solutions vers Autres.



3.4 Dividendes et mouvements sur capitaux

Les dividendes versés et mouvements sur capitaux s’élèvent à 4,1 milliards d’euros et comprennent principalement le
versement en avril du dividende d’ENGIE au titre de l’exercice 2022 pour 3,4 milliards d’euros ainsi que les dividendes
versés par diverses filiales à leurs participations ne donnant pas le contrôle pour 0,5 milliard d’euros.




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24
RAPPORT D’ACTIVITÉ
3 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET




3.5 Endettement financier net au 31 décembre 2023

Hors coût amorti mais après impact des instruments dérivés de change, l’endettement financier net est libellé à 65% en
euros, 19% en dollars américains et 10% en real brésiliens au 31 décembre 2023.

L’endettement financier net est libellé à 89% à taux fixe, après prise en compte des instruments financiers.

La maturité moyenne de l’endettement financier net est de 13,2 ans.

Au 31 décembre 2023, le Groupe dispose d’un total de lignes de crédit confirmées non tirées de 12,2 milliards d’euros.

3.6 Rating

Le 23 novembre 2023, S&P a confirmé sa notation de crédit émetteur long terme à BBB+ et sa notation court terme à
A-2, avec une perspective stable.

Le 13 juillet 2023, Moody’s a confirmé sa note Baa1/P-2 pour les engagements financiers non garantis de premier rang,
avec une perspective stable.

Le 18 juillet 2023, Fitch a confirmé sa notation de crédit émetteur long terme à A- et a confirmé sa notation court terme
F1, avec une perspective stable.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
25
RAPPORT D’ACTIVITÉ
4 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE




4 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE LA SITUATION
FINANCIÈRE

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 Variation nette
Actifs non courants 119 023 131 521 (12 498)
Dont goodwill 12 864 12 854 10
Dont immobilisations corporelles et incorporelles nettes 66 399 62 853 3 547
Dont instruments financiers dérivés 12 764 33 134 (20 370)
Dont participations dans les entreprises mises en équivalence 9 213 9 279 (66)
Actifs courants 75 617 103 969 (28 352)
Dont créances commerciales et autres débiteurs 20 092 31 310 (11 218)
Dont instruments financiers dérivés 8 481 15 252 (6 772)
Dont actifs classés comme détenus en vue de la vente ‐ 428 (428)
Capitaux propres 35 724 39 285 (3 560)
Provisions 32 593 27 027 5 566
Dettes financières 47 287 40 591 6 696
Instruments financiers dérivés 24 561 51 276 (26 715)
Autres passifs 54 475 77 311 (22 835)
Dont passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente ‐ 371 (371)



Les immobilisations (corporelles et incorporelles nettes) s’établissent à 66,4 milliards d’euros, en hausse de
3,5 milliards d’euros par rapport au 31 décembre 2022. Cette variation résulte pour l’essentiel des investissements de la
période (+8,8 milliards d’euros), des variations de périmètre (+1,9 millions d’euros), partiellement compensés par des
amortissements (-4,9 milliards d’euros) et des pertes de valeurs enregistrées sur la période
(-1.2 milliard d’euros) (cf. Note 13).

Les goodwill s’établissent à 12,9 milliards d’euros, stables par rapport au 31 décembre 2022 (cf. Note 13).

Les participations dans les entreprises mises en équivalence augmentent de 0,1 milliard d’euros (cf. Note 4.2).

Les capitaux propres totaux s’établissent à 35,7 milliards d’euros, en baisse de 3,6 milliards d’euros par rapport au
31 décembre 2022. Cette baisse provient essentiellement des dividendes distribués (-3,9 milliards d’euros) et les autres
éléments du résultat global (-2,6 milliard d’euros dont -3,1 milliard d’euros au titre des couvertures de flux de trésorerie sur
matières premières, -0,6 milliard d’euros au titre des pertes et gains actuariels et +0,9 milliard d’euros au titre des impôts
différés) partiellement compensés par le résultat net de la période (+2,9 milliards d’euros).

Les provisions s’élèvent à 32,6 milliards d’euros, en hausse de 5,6 milliards d’euros par rapport au 31 décembre 2022.
Cette augmentation provient principalement des effets de la révision des provisions nucléaires pour tenir compte de
l’accord intermédiaire signé avec le gouvernement belge le 29 juin 2023, devenu liant suite à la signature des compléments
aux accords initiaux le 21 juillet et dont la mise en œuvre a été précisée par les accords transactionnels («transaction
documents») signés le 13 décembre 2023 ainsi que de l’avis définitif de la Commission des Provisions Nucléaires (CPN)
du 7 juillet 2023 (cf. Note 17).

La baisse des instruments financiers dérivés s’explique principalement par la diminution du prix des matières premières
au cours de la période.




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26
RAPPORT D’ACTIVITÉ
5 COMPTES SOCIAUX




5 COMPTES SOCIAUX

Les chiffres mentionnés ci-après sont relatifs aux comptes sociaux d’ENGIE SA, établis en référentiel comptable français
conformément aux dispositions réglementaires.

En 2023, le chiffre d’affaires d’ENGIE SA ressort à 54 149 millions d’euros, en retrait par rapport à 2022
(68 500 millions d’euros) sur le marché du gaz.

Le résultat d’exploitation de l’exercice s’établit à -987 millions d’euros au 31 décembre 2023, en forte dégradation de
-2 038 millions d’euros par rapport à l’exercice 2022 où il était de +1 051 millions d’euros. La marge énergie se dégrade
de -1 042 millions d’euros.

Le résultat financier est de 662 millions d’euros, en baisse de -1 125 millions d’euros par rapport à 2022 en raison
principalement de la baisse des dividendes reçus.

Les éléments non récurrents intègrent le résultat exceptionnel, positif cette année de +578 millions d’euros, principalement
constitué des variations de valeurs des titres de participation (dont Electrabel).

Le produit d’impôt sur les sociétés s’élève à 247 millions d’euros (contre un produit d’impôt de 321 millions d’euros à la
clôture précédente) incluant un produit d’intégration fiscale de 233 millions d’euros.

Le résultat net ressort à +500 millions d’euros.

Les capitaux propres s’élèvent à 28 376 millions d’euros contre 31 118 millions d’euros à fin 2022, soit une baisse de
-2 742 millions d’euros liée au résultat de l’exercice 2022 (+500 millions d’euros) et au paiement du dividende 2022 pour
un montant de -3 449 millions d’euros.

Au 31 décembre 2023, les dettes financières ressortent à 47 084 millions d’euros et les disponibilités et assimilées
s’élèvent à 14 004 millions d’euros (dont 7 828 millions d’euros de comptes courants des filiales).

Informations relatives aux délais de paiement
En application des articles L441-14 et D441-6 du Code de Commerce, les sociétés dont les comptes annuels sont certifiés
par un Commissaire aux comptes doivent publier des informations sur les délais de paiement de leurs fournisseurs et de
leurs clients, afin de s’assurer de l’absence de manquement significatif au respect des délais de règlement.

Informations relatives aux délais de paiement des fournisseurs et des clients mentionnés aux articles L.441-10 à
L441-16 du Code de Commerce

Articles L441-10 à L441-16 : Factures reçues non Articles L441-10 à L441-16 : Factures émises non
réglées à la date de clôture de l'exercice dont le réglées à la date de clôture de l'exercice dont le terme
terme est échu est échu

31 à 61 à 91 Total (1 31 à 61 à 91 Total (1
0 jour 1 à 30 60 90 jours jour et 0 jour 1 à 30 60 90 jours jour et
En millions d'euros (indicatif) jours jours jours et plus plus) (indicatif) jours jours jours et plus plus)
(A) Tranches de retard de paiement
Nombre de factures concernées ‐ 69 321 5 900 621
Montant total des factures ‐ 15,7 11,1 0,8 716,7 744,3 29,9 26,8 51,5 1 130,4 1 238,6
concernées
PourcentageTTC du montant total ‐ 0,02% 0,02% 0,00% 1,14% 1,18%
des achats TTC
Pourcentage du de l’exercice
chiffre d’affaires 0,05% 0,04% 0,08% 1,77% 1,94%
TTC de l’exercice
(B) Factures exclues du (A) relatives à des dettes et créances litigieuses ou non comptabilisées
Nombre des factures exclues 501 682
Montant total des factures (66,9) 1,8
exclues
(C) Délais de paiement de référence utilisés (contractuel ou délai légal - article L. 441-6 ou article L. 443-1 du code de commerce)
Délais de paiement utilisés pour Délais contractuels : 14 jours
le calcul des retards de Délais légaux : 30 jours Délais légaux : 30 jours
paiement




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
27
ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
28
02 ÉTATS FINANCIERS
CONSOLIDÉS
COMPTE DE RÉSULTAT ..................................................................................................................................................... 30
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ........................................................................................................................................... 31
ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE ............................................................................................................................. 32
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES .................................................................................................... 34
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE...................................................................................................................................... 36




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
29
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
COMPTE DE RÉSULTAT




COMPTE DE RÉSULTAT

En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
CHIFFRE D'AFFAIRES 6.2 & 7 82 565 93 865
Achats et dérivés à caractère opérationnel 8.1 (56 992) (74 535)
Charges de personnel 8.2 (8 149) (8 078)
Amortissements, dépréciations et provisions 8.3 (4 911) (5 187)
Impôts et taxes 8.4 (2 627) (3 380)
Autres produits opérationnels 1 541 1 624
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel 11 427 4 309
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 6.2 1 066 1 059
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des
entreprises mises en équivalence 12 493 5 367
Pertes de valeur 9.1 (1 318) (2 774)
Restructurations 9.2 (47) (230)
Effets de périmètre 9.3 (85) 91
Autres éléments non récurrents 9.4 (4 945) (1 328)
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 6 098 1 127
Charges financières (3 340) (3 700)
Produits financiers 1 177 697
RÉSULTAT FINANCIER 10 (2 163) (3 003)
Impôt sur les bénéfices 11 (1 031) 83
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES 2 903 (1 793)
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES (1) ‐ 2 183
RÉSULTAT NET 2 903 390
Résultat net part du Groupe 2 208 216
Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe 2 208 (1 965)
Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe ‐ 2 182
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle 695 173
Dont Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 695 172
Dont Résultat net des activités non poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle ‐ 1
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS) 12 0,88 0,06
Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action 0,88 (0,84)
Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action ‐ 0,90
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS) 12 0,87 0,06
Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action dilué 0,87 (0,84)
Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action dilué ‐ 0,90
(1) Le résultat net des activités non poursuivies 2022 correspond à la quote-part de résultat relative à Equans.
NB : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à
un écart non significatif au niveau des totaux.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023

30
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL




ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL
En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
RÉSULTAT NET 2 903 390
Instruments de dette 14.1 325 (378)
Couverture d'investissement net 15 148 (15)
Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières) 15 (83) 938
Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières) (1) 15 (3 162) (4 719)
Impôts différés sur éléments recyclables ou recyclés 765 951
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, nette d'impôt 36 871
Écarts de conversion (343) 848
Éléments recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts ‐ (118)
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES (2 315) (1 622)
Instruments de capitaux propres 14.1 120 (685)
Pertes et gains actuariels (580) 2 718
Impôts différés sur éléments non recyclables 135 (613)
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur pertes et gains actuariels, nette d'impôt 1 5
Éléments non recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts ‐ 48
TOTAL ÉLÉMENTS NON RECYCLABLES (324) 1 472
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES ET NON RECYCLABLES (2 639) (150)
RÉSULTAT GLOBAL 264 240
Dont quote-part du Groupe (717) (257)
Dont quote-part des entreprises ne donnant pas le contrôle 981 497
(1) La diminution du prix de marché des matières premières au cours de 2023 a contribué à des variations importantes de la juste
valeur des instruments financiers, impactant les autres éléments du résultat global. En 2023, les couvertures prises au titre des
activités de fourniture d'électricité en France, en Belgique et aux Pays-Bas ainsi que les ventes résultant de la production de certains
de nos actifs sur ces mêmes périmètres ont été qualifiés d’instruments de couverture de flux de trésorerie conformément à IFRS 9.
Les résultats latents, pour la partie efficace de la couverture, sont désormais, tout comme pour les couvertures liées à nos activités
de fourniture de gaz en Europe déjà qualifiées, enregistrés en “Autres éléments du résultat global” et sont recyclés dans le résultat
opérationnel au même moment que les transactions couvertes auxquelles ils se rapportent.
NB : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à
un écart non significatif au niveau des totaux.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023

31
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE




ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE
ACTIF

En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Actifs non courants
Goodwill 13.1 12 864 12 854
Immobilisations incorporelles nettes 13.2 8 449 7 364
Immobilisations corporelles nettes 13.3 57 950 55 488
Autres actifs financiers 14 14 817 10 599
Instruments financiers dérivés 14 12 764 33 134
Actifs de contrats 7 1 9
Participations dans les entreprises mises en équivalence 3 9 213 9 279
Autres actifs non courants 22 990 766
Actifs d'impôt différés 11 1 974 2 029
TOTAL ACTIFS NON COURANTS 119 023 131 521
Actifs courants
Autres actifs financiers 14 2 170 2 394
Instruments financiers dérivés 14 8 481 15 252
Créances commerciales et autres débiteurs 7 20 092 31 310
Actifs de contrats 7 9 530 12 575
Stocks 22 5 343 8 145
Autres actifs courants 22 13 424 18 294
Trésorerie et équivalents de trésorerie 14 16 578 15 570
Actifs classés comme détenus en vue de la vente ‐ 428
TOTAL ACTIFS COURANTS 75 617 103 969
TOTAL ACTIF 194 640 235 490
NB : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à
un écart non significatif au niveau des totaux.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023

32
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE




PASSIF

En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Capitaux propres part du Groupe 30 057 34 253
Participations ne donnant pas le contrôle 2 5 667 5 032
TOTAL CAPITAUX PROPRES 16 35 724 39 285
Passifs non courants
Provisions 17 18 792 24 663
Emprunts à long terme 14 37 920 28 083
Instruments financiers dérivés 14 16 755 39 417
Autres passifs financiers 14 82 90
Passifs de contrats 7 93 121
Autres passifs non courants 22 3 614 3 646
Passifs d'impôt différés 11 5 632 6 408
TOTAL PASSIFS NON COURANTS 82 889 102 427
Passifs courants
Provisions 17 13 801 2 365
Emprunts à court terme 14 9 367 12 508
Instruments financiers dérivés 14 7 806 11 859
Fournisseurs et autres créanciers 14 22 976 39 801
Passifs de contrats 7 3 960 3 292
Autres passifs courants 22 18 118 23 583
Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente ‐ 371
TOTAL PASSIFS COURANTS 76 027 93 778
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES 194 640 235 490
NB : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à
un écart non significatif au niveau des totaux.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023

33
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES




ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

Titres Varia-
super- tions Partici-
subordon- de pations
nés à juste Écarts Capitaux ne
Réserves durée valeur de propres donnant
conso- indéter- et conver- Actions part du pas le
En millions d'euros Capital Primes lidées minée autres sion propres Groupe contrôle Total
CAPITAUX PROPRES
AU 31 DÉCEMBRE 2021 2 435 26 058 5 238 3 767 1 711 (2 017) (199) 36 994 4 986 41 980
Résultat net ‐ ‐ 216 ‐ ‐ ‐ ‐ 216 173 390
Autres éléments du résultat global ‐ ‐ 1 311 ‐ (2 379) 595 ‐ (474) 324 (150)
RÉSULTAT GLOBAL ‐ ‐ 1 527 ‐ (2 379) 595 ‐ (257) 497 240
Rémunération sur base d'actions ‐ 3 45 ‐ ‐ ‐ ‐ 48 ‐ 48
Dividendes distribués en numéraire (1) ‐ (394) (1 689) ‐ ‐ ‐ ‐ (2 082) (482) (2 565)
Achat/vente d'actions propres ‐ ‐ (43) ‐ ‐ ‐ 10 (33) ‐ (33)
Opérations sur titres super-subordonnés à
durée indéterminée (1) ‐ ‐ (77) (374) ‐ ‐ ‐ (451) ‐ (451)
Transactions entre actionnaires (1) (2) ‐ ‐ 154 ‐ ‐ ‐ ‐ 154 56 210
Transactions avec impacts sur les
participations ne donnant pas le contrôle ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (41) (41)
Augmentations et réductions de capital ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 19 19
Changements normatifs (3) ‐ ‐ (116) ‐ ‐ ‐ ‐ (116) (6) (121)
Autres variations ‐ ‐ (5) ‐ ‐ ‐ ‐ (5) 3 (1)
CAPITAUX PROPRES
AU 31 DECEMBRE 2022 2 435 25 667 5 036 3 393 (668) (1 422) (189) 34 253 5 032 39 285
(1) Les opérations de la période sont commentées dans la Note 16 «Éléments sur capitaux propres» des états financiers consolidés
au 31 décembre 2022.
(2) Concerne principalement la cession d’une partie du portefeuille d’actifs renouvelables aux États-Unis. (cf. Note 16.2.4 «Autres
opérations» des états financiers consolidés au 31 décembre 2022).
(3) Contrat SaaS (cf. Note 1.1.2 «Autre texte» des états financiers consolidés au 31 décembre 2022).
NB : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à
un écart non significatif au niveau des totaux.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023

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ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES




Titres
super- Varia- Partici-
subordon- tions de pations
nés à juste Écarts Capitaux ne
Réserves durée valeur de propres donnant
conso- indéter- et conver- Actions part du pas le
En millions d'euros Capital Primes lidées minée autres sion propres Groupe contrôle Total
CAPITAUX PROPRES
AU 31 DÉCEMBRE 2022 2 435 25 667 5 036 3 393 (668) (1 422) (189) 34 253 5 032 39 285
Résultat net ‐ ‐ 2 208 ‐ ‐ ‐ ‐ 2 208 695 2 903
Autres éléments du résultat global ‐ ‐ (307) ‐ (2 348) (270) ‐ (2 925) 286 (2 639)
RÉSULTAT GLOBAL ‐ ‐ 1 901 ‐ (2 348) (270) ‐ (717) 981 264
Rémunération sur base d'actions ‐ ‐ 53 ‐ ‐ ‐ ‐ 53 ‐ 53
Dividendes distribués en numéraire (1) ‐ (1 752) (1 675) ‐ ‐ ‐ ‐ (3 427) (522) (3 949)
Achat/vente d'actions propres ‐ ‐ (69) ‐ ‐ ‐ 12 (57) ‐ (57)
Opérations sur titres super-subordonnés
à durée indéterminée ‐ ‐ (80) ‐ ‐ ‐ ‐ (80) ‐ (80)
Transactions entre actionnaires (2) ‐ ‐ (99) ‐ ‐ ‐ ‐ (99) (68) (168)
Transactions avec impacts sur les
participations ne donnant pas le contrôle ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 40 40
Augmentations et réductions de capital ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 201 201
Changements normatifs ‐ ‐ (5) ‐ ‐ ‐ ‐ (5) ‐ (5)
Autres variations (3) ‐ ‐ 137 ‐ ‐ ‐ ‐ 137 4 140
CAPITAUX PROPRES
AU 31 DECEMBRE 2023 2 435 23 916 5 198 3 393 (3 015) (1 693) (177) 30 057 5 667 35 724
(1) Les opérations de la période sont commentées dans la Note 16 «Éléments sur capitaux propres».
(2) Concerne principalement l’acquisition de la participation minoritaire détenue par Mitsui & Co., Ltd. («Mitsui») dans International
Power (Australia) Holdings Pty Limited («IPAH») (cf. Note 4 «Principales variations de périmètre»).
(3) L’impact net concerne principalement la résolution du litige avec l’Administration fiscale française sur la cession sans recours de la
créance de précompte opérée par le Groupe en 2005. Ce litige est présenté dans la Note 23 «Contentieux et enquêtes».
NB : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à
un écart non significatif au niveau des totaux.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023

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ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE




ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE
En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
RÉSULTAT NET 2 903 390
- Résultat net des activités non poursuivies ‐ 2 183
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES 2 903 (1 793)
- Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence (1 066) (1 059)
+ Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence 1 031 713
- Dotations nettes aux provisions, amortissements et dépréciations 11 020 8 057
- Effets de périmètre, autres éléments non récurrents 136 74
- MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (2 430) 3 661
- Autres éléments sans effet de trésorerie (382) (157)
- Charge d'impôt 11 1 031 (83)
- Résultat financier 10 2 163 3 003
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt 14 407 12 415
+ Impôt décaissé (1 687) (1 504)
Variation du besoin en fonds de roulement 22.1 397 (2 424)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES 13 117 8 488
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES LIÉES AUX ACTIVITÉS NON
POURSUIVIES ‐ 98
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 13 117 8 586
Investissements corporels et incorporels 13.2 & 13.3 (7 328) (6 379)
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis 4 & 14 (1 392) (289)
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes 4 & 14 (237) (407)
Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette 14 (1 675) 175
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles 13.2 & 13.3 122 173
Perte de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés 4 & 14 27 6 728
Cessions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes 4 & 14 131 1 461
Cessions d'instruments de capitaux propres et de dette 14 (8) 268
Intérêts reçus d'actifs financiers 118 (37)
Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres 9 18
Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres 5.6 (1 585) (2 877)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES (11 818) (1 167)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES ‐ (3 123)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT (11 818) (4 290)
Dividendes payés (1) (4 067) (2 665)
Remboursement de dettes financières (6 671) (10 972)
Variation des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement 15 188
Intérêts financiers versés (1 058) (822)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie 569 194
Flux sur instruments financiers dérivés de couverture d'investissement net et soultes sur instruments
financiers dérivés et sur rachats anticipés d'emprunts 134 (216)
Augmentation des dettes financières 10 716 8 669
Augmentation/diminution de capital 200 (259)
Achat/vente de titres d'autocontrôle (57) (115)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES (218) (5 997)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES ‐ 3 019
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT (218) (2 979)
Effet des variations de change et divers des activités poursuivies (73) 356
Effet des variations de change et divers des activités non poursuivies ‐ 7
Effet des variations de change et divers (73) 363
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE 1 008 1 680
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A L'OUVERTURE 15 570 13 890
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A LA CLÔTURE 16 578 15 570
(1) La ligne «Dividendes payés» comprend les coupons payés aux détenteurs des titres super-subordonnés à durée indéterminée
(cf. Note 16 «Éléments sur capitaux propres»).
NB : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un
écart non significatif au niveau des totaux.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023

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ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
37
03 NOTES AUX COMPTES
CONSOLIDÉS
Note 1 RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE D’ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS . 39
Note 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2023........................................................................................... 44
Note 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE ................................................ 50
Note 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE .................................................................................................. 60
Note 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE ............................... 62
Note 6 INFORMATION SECTORIELLE ............................................................................................................................ 67
Note 7 VENTES .................................................................................................................................................................... 71
Note 8 CHARGES OPÉRATIONNELLES ......................................................................................................................... 75
Note 9 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES........................................... 77
Note 10 RÉSULTAT FINANCIER ......................................................................................................................................... 80
Note 11 IMPÔTS ..................................................................................................................................................................... 81
Note 12 RÉSULTAT PAR ACTION ...................................................................................................................................... 85
Note 13 ACTIFS IMMOBILISÉS ........................................................................................................................................... 86
Note 14 INSTRUMENTS FINANCIERS ............................................................................................................................ 101
Note 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS....................................................................................... 118
Note 16 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES ................................................................................................. 140
Note 17 PROVISIONS ......................................................................................................................................................... 143
Note 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME ...................... 152
Note 19 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS .................................................................................................... 161
Note 20 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES................................................................................................ 162
Note 21 RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS............................................................................................................. 164
Note 22 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, STOCKS, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS ................ 165
Note 23 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES......................................................................................................................... 167
Note 24 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE............................................................................................ 174
Note 25 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX ............ 175
Note 26 INFORMATIONS RELATIVES À L’EXEMPTION DE PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE
CERTAINES SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET NÉERLANDAISES.................................................. 176




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
38
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE D’ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS




ENGIE SA, société mère du Groupe, est une Société Anonyme à Conseil d’Administration soumise aux dispositions du
livre II du Code du commerce, ainsi qu’à toutes les autres dispositions légales applicables aux sociétés commerciales
françaises. Elle a été constituée le 20 novembre 2004 pour une durée de 99 ans.

Elle est régie par les dispositions légales et réglementaires, en vigueur et à venir, applicables aux sociétés anonymes et
par ses statuts.

Le siège du Groupe est domicilié au 1, place Samuel de Champlain - 92400 Courbevoie (France).

Les titres ENGIE sont cotés sur les Bourses de Paris, Bruxelles et Luxembourg.

En date du 21 février 2024, le Conseil d’Administration du Groupe a arrêté et autorisé la publication des états financiers
consolidés du Groupe au 31 décembre 2023.



NOTE 1 RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE
D’ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS
CONSOLIDÉS

1.1 Référentiel comptable

En application du règlement délégué (UE) n° 2019/980 de la Commission européenne du 14 mars 2019, les informations
financières concernant le patrimoine, la situation financière et les résultats d’ENGIE sont fournies pour les deux derniers
exercices 2022 et 2023 et sont établies conformément au règlement (CE) n°1606/2002 du 19 juillet 2002 sur l’application
des normes comptables internationales IFRS. Au 31 décembre 2023, les états financiers consolidés annuels du Groupe
sont conformes aux IFRS publiées par l’IASB et adoptées par l’Union européenne (1).

Les principes comptables retenus pour l’élaboration des états financiers au 31 décembre 2023 sont conformes à ceux
retenus pour les états financiers au 31 décembre 2022 à l’exception des évolutions normatives reprises ci-dessous.

1.1.1 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables de façon obligatoire
en 2023

• IFRS 17 – Contrats d’assurance (incluant amendements).

• Amendements IAS 1 – Présentation des états financiers et guide d’application pratique de la matérialité :
informations à fournir sur les méthodes comptables.

• Amendements IAS 8 – Méthodes comptables, changements d’estimations comptables et erreurs : définition des
estimations comptables.

• Amendements IAS 12 – Impôts sur le résultat : impôt différé rattaché à des actifs et passifs issus d’une même
transaction.

• Amendements IAS 12 – Impôts sur le résultat : Réforme fiscale internationale - Modèle Pilier 2.

Cette norme et ces amendements n’ont pas d’impact significatif sur les états financiers consolidés du Groupe.




(1) Référentiel disponible sur le site de la Commission européenne :
http://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/?uri=CELEX:02002R1606-20080410




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
39
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE D’ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS




1.1.2 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables à partir de 2024 et
non anticipés par le Groupe

• Amendements IAS 1 – Présentation des états financiers : classification des passifs en courant et non courant.

• Amendements IFRS 16 – Contrats de location : obligation locative découlant d’une cession-bail.

• Amendements IAS 7 – État des flux de trésorerie et IFRS 7 – Instruments financiers : Informations à fournir :
accords de financement de fournisseurs (1).

• Amendements IAS 21 – Effet des variations des cours des monnaies étrangères : absence de convertibilité (1).

Les analyses des incidences de l’application de ces amendements sont en cours.

1.2 Base d’évaluation et de présentation des états financiers consolidés

1.2.1 Convention du coût historique

Les états financiers consolidés du Groupe sont présentés en euros et préparés selon la convention du coût historique,
à l’exception des instruments financiers qui sont comptabilisés conformément au traitement des différentes catégories
d’actifs et de passifs financiers définis par la norme IFRS 9.

1.2.2 Options retenues

1.2.2.1 Rappel des options de transition IFRS 1

Le Groupe, à l’occasion de la transition aux IFRS en 2005, a utilisé certaines options permises par IFRS 1. Les options
qui ont encore un impact sur les états financiers concernent :

• les écarts de conversion : le Groupe a choisi de reclasser au sein des capitaux propres en réserves consolidées
les écarts de conversion cumulés au 1er janvier 2004 ;
• les regroupements d’entreprises : le Groupe a choisi de ne pas retraiter selon IFRS 3 les acquisitions antérieures
au 1er janvier 2004.

1.2.2.2 Regroupements d’entreprises

Les regroupements d’entreprises réalisés avant le 1 er janvier 2010 ont été comptabilisés selon la norme IFRS 3 avant
révision. Conformément à la norme IFRS 3 révisée, ces regroupements d’entreprises n’ont pas été retraités.

Depuis le 1er janvier 2010, le Groupe applique la méthode dite de l’acquisition telle que décrite dans IFRS 3 révisée.
En application de cette méthode, le Groupe comptabilise à la date de prise de contrôle les actifs acquis et passifs repris
identifiables à leur juste valeur, ainsi que toute participation ne donnant pas le contrôle dans l’entreprise acquise.
Ces participations ne donnant pas le contrôle sont évaluées soit à la juste valeur, soit à la part proportionnelle dans l’actif
net identifiable. Le Groupe détermine au cas par cas l’option qu’il souhaite appliquer pour comptabiliser ces participations
ne donnant pas le contrôle.




(1) Ces normes et amendements n’ayant pas encore été adoptés par l’Union européenne, il s’agit d’une traduction libre.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
40
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE D’ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS




1.2.2.3 Tableau des flux de trésorerie

Le tableau des flux de trésorerie du Groupe est établi selon la méthode indirecte à partir du résultat net.

Les «Intérêts reçus d’actifs financiers non courants» sont classés dans les flux issus des activités d’investissement parce
qu’ils représentent un retour sur investissement. Les «Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie»
sont classés dans les flux issus des activités de financement, car ces intérêts sont de nature à minorer le coût d’obtention
des ressources financières. Cette classification est cohérente avec l’organisation interne du Groupe dans la mesure où
dette et trésorerie sont gérées de façon globalisée au sein du département trésorerie Groupe.

Les pertes de valeur sur actifs circulants sont assimilées à des pertes définitives ; en conséquence, la variation de l’actif
circulant est présentée nette de perte de valeur.

Les flux liés au paiement de l’impôt sur les sociétés sont isolés.

1.2.3 Opérations en monnaies étrangères

1.2.3.1 Conversion des opérations en monnaies étrangères

Les opérations en monnaies étrangères sont converties dans la monnaie fonctionnelle au cours du jour de la transaction.

La monnaie fonctionnelle d’une entité est la monnaie de l’environnement économique dans lequel cette entité opère
principalement. Dans la majorité des cas, la monnaie fonctionnelle correspond à la monnaie locale. Cependant, dans
certaines entités, une monnaie fonctionnelle différente de la monnaie locale peut être retenue dès lors qu’elle reflète la
devise des principales transactions et de l’environnement économique de l’entité.

À chaque arrêté comptable :

• les actifs et passifs monétaires libellés en monnaies étrangères sont convertis au cours de clôture. Les différences
de change en résultant sont comptabilisées dans le résultat de la période ;
• les actifs et passifs non monétaires libellés en monnaies étrangères sont comptabilisés au cours historique en
vigueur à la date de la transaction.

1.2.3.2 Conversion des états financiers des filiales dont la monnaie fonctionnelle est
différente de l’euro (monnaie de présentation)

L’état de la situation financière est converti en euros au taux de change en vigueur à la clôture de l’exercice. Le résultat et
les flux de trésorerie sont convertis sur la base des taux de change moyens de la période. Les différences résultant de la
conversion des états financiers de ces filiales sont enregistrées en «écarts de conversion» au sein des autres éléments
du résultat global.

Les écarts d’acquisition et ajustements de juste valeur provenant de l’acquisition d’une entité étrangère sont considérés
comme des actifs et passifs de l’entité étrangère. Ils sont donc exprimés dans la monnaie fonctionnelle de l’entité et sont
convertis au taux de clôture.

1.3 Utilisation d’estimations et du jugement

1.3.1 Estimations

La préparation des états financiers nécessite l’utilisation d’estimations et d’hypothèses pour la détermination de la valeur
des actifs et des passifs, l’évaluation des aléas positifs et négatifs à la date de clôture, ainsi que des produits et charges
de l’exercice.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
41
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE D’ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS




L’évolution de l’environnement économique et financier, compte tenu en particulier de la volatilité des marchés des
matières premières et de la guerre en Ukraine, a conduit le Groupe à renforcer les procédures de suivi des risques,
notamment dans l’évaluation des instruments financiers, l’appréciation du risque de contrepartie et de liquidité. Cet
environnement et la volatilité des marchés ont aussi été pris en considération par le Groupe dans les estimations utilisées
entre autres pour les tests de perte de valeur et les calculs des provisions.

Les estimations comptables sont réalisées dans un contexte qui reste sensible aux évolutions des marchés de l’énergie
et dont les conséquences rendent difficiles l’appréhension des perspectives économiques à moyen et à court terme. Il a
été porté une attention toute particulière aux conséquences des fluctuations du prix du gaz et de l’électricité.

En raison des incertitudes inhérentes à tout processus d’évaluation, le Groupe révise ses estimations sur la base
d’informations régulièrement mises à jour. Il est possible que les résultats futurs des opérations concernées diffèrent de
ces estimations.

Les estimations significatives réalisées par le Groupe pour l’établissement des états financiers portent principalement sur :

• l’évaluation de la valeur recouvrable des goodwill (cf. Note 13.1), des immobilisations incorporelles (cf. Note 13.2)
et des immobilisations corporelles (cf. Note 13.3) ;
• l’évaluation à la juste valeur des actifs et passifs financiers et, dans le contexte actuel, la prise en compte des
incertitudes dans les hypothèses clés retenues, notamment la mise à jour des principaux paramètres d’évaluation
des instruments dérivés sur matières premières, notamment la réserve «bid ask», afin de refléter la volatilité des
prix sur les matières premières (cf. Notes 14 et 15) ;
• l’appréciation des pertes de crédit attendues, particulièrement pour la mise à jour des probabilités de défaut et des
autres paramètres, notamment pour le calcul de la CVA (Credit Valuation Adjustment), dans un contexte
d’incertitude et de volatilité des prix de marché (cf. Note 15) ;
• l’évaluation des provisions et en particulier des provisions liées au traitement des déchets nucléaires dans le cadre
de l’accord signé le 29 juin 2023 avec le Gouvernement belge sur la prolongation des réacteurs nucléaires Tihange
3 et Doel 4 et sur l’ensemble des obligations liées aux déchets nucléaires, accord devenu liant suite à la signature
des compléments d’accords initiaux le 21 juillet 2023. Des accords transactionnels («transaction documents»)
signés le 13 décembre 2023 précisent la mise en œuvre pratique des premiers accords de juin et juillet. Les
estimations portent également sur les provisions pour démantèlement des installations, les provisions pour litiges
ainsi que les engagements de retraite et assimilés (cf. Notes 17 et 18) ;
• le chiffre d’affaires réalisé et non relevé, dit «en compteur» dont les modèles ont été impactés par les changements
de comportement de consommation de certains clients, dans un contexte de variation des prix des matières
premières (cf. Note 7) ;
• l’évaluation des déficits fiscaux reportables activés en tenant compte le cas échéant, des révisions et des
projections de résultat taxable (cf. Note 11).

1.3.2 Jugement

Outre l’utilisation d’estimations, la direction du Groupe a fait usage de jugement pour définir le traitement comptable
adéquat de certaines activités et transactions notamment lorsque les normes et interprétations IFRS en vigueur ne traitent
pas, de manière précise, des problématiques comptables concernées.

En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour :

• l’évaluation de la nature du contrôle (cf. Notes 2 et 3) ;
• l’identification des obligations de performance des contrats de ventes (cf. Note 7) ;
• la comptabilisation, dans le chiffre d’affaires, des coûts d’acheminement facturés aux clients (cf. Note 7) ;
• la comptabilisation des mesures de soutien octroyées par certains gouvernements, en France et en Roumanie
notamment («bouclier tarifaire»), dont l’objectif est de protéger tant le consommateur que le fournisseur de gaz ou
d’électricité contre les fortes variations des prix des matières premières (cf. Note 7) ;
• la détermination des «activités normales», au regard d’IFRS 9, des contrats d’achat et de vente d’éléments non
financiers (électricité, gaz, etc.) (cf. Note 14) ;




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
42
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE D’ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS




• l’identification des accords de compensation répondant aux critères énoncés par la norme IAS 32 Instruments
financiers : présentation (cf. Note 14);
• l’identification d’accords au sein desquels il existe des contrats de location (cf. Note 13.3) ;
• la comptabilisation de contributions dans le secteur de l’énergie en Europe (cf. Note 8).

La liste des entités pour lesquelles le groupe a exercé son jugement sur la nature du contrôle figure dans la
Note 2 «Principales filiales au 31 décembre 2023» et dans la Note 3 «Participations dans les entreprises mises en
équivalence».

1.3.3 Prise en compte des enjeux climatiques dans l’établissement des états financiers
du Groupe

Au-delà des enjeux et risques opérationnels et financiers pris en compte dans l’appréhension des flux de trésorerie futurs,
taux d’actualisation net d’inflation et de croissance projetée, le Groupe a également exercé son jugement pour retenir les
hypothèses reflétant les problématiques climatiques, afin d’en déterminer les éventuelles incidences sur les états financiers
consolidés. En particulier, le Groupe a vérifié s’il existait des indications selon lesquelles des actifs non financiers
pourraient s’être dépréciés :

• Les engagements pris par la France, l’Europe et les différents États au plan international, en particulier en matière
de neutralité carbone à long terme, sont pris en compte (i) dans l’évaluation de la valeur des actifs du Groupe
notamment au travers des scenarios de prix long terme utilisés dans les tests de dépréciation (cf. Note 13.4), ainsi
que (ii) dans l’évaluation des provisions pour démantèlement, notamment en appréciant la durée d’utilisation des
infrastructures gazières en France en fonction de l’évolution attendue du mix énergétique (cf. Note 17).
• Les engagements pris spécifiquement par ENGIE sont également reflétés dans l’évaluation de la valeur des actifs
du Groupe (cf. Note 13.4.1), en particulier (i) la sortie complète des activités charbon d’ici 2027, qui concerne au
premier plan l’Amérique du Sud, en fonction des perspectives propres à chaque actif (fermeture, conversion ou
cession) et (ii) la réduction progressive de l’intensité carbone des activités de production d’électricité du Groupe
vers un net zero d’ici 2045 et plus largement l’orientation stratégique des investissements en faveur de la transition
énergétique via l’accroissement de son parc d’énergies renouvelables, la substitution du gaz naturel par du gaz
renouvelable confirmant, par là même, un scénario mixte Gaz/Electricité dans les projections à long terme faites
par le Groupe à réglementation/modalités de rémunération inchangées pour les actifs régulés en France
notamment, et le développement d’offres de services décarbonées.


Pour rappel, la gestion des risques climatiques et environnementaux ainsi que leurs enjeux pour le Groupe sont présentés
dans le Chapitre 2 «Facteurs de risque» et le Chapitre 3 «Déclaration de performance extra-financière et informations
RSE» du Document d’enregistrement universel.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
43
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2023




NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2023

Principes comptables

Le Groupe consolide par intégration globale les entités dont il détient le contrôle en application d’IFRS 10 – États
financiers consolidés. Le Groupe contrôle une entité, et la consolide en tant que filiale, si les trois critères suivants sont
remplis :

• l’investisseur dispose de droits effectifs lui conférant la capacité de diriger les activités pertinentes de l’entité ;
• l’investisseur a droit et est exposé aux rendements variables de l’entité en raison de ses liens avec celle-ci ;
• l’investisseur peut utiliser son pouvoir de décision pour influer sur ces rendements.




2.1 Liste des principales filiales au 31 décembre 2023

En application du règlement N° 2016-09 du 2 décembre 2016 de l’Autorité des Normes Comptables françaises, le Groupe
met à disposition des tiers :

• la liste des entreprises comprises dans la consolidation ;
• la liste des entreprises exclues de la consolidation car leur incidence individuelle et cumulée sur les comptes
consolidés est immatérielle. Elles correspondent à des sociétés jugées non significatives au regard des principaux
agrégats du Groupe (chiffre d’affaires, total des capitaux propres…) ou des sociétés ayant cessé toutes activités
et qui sont en cours de liquidation/fermeture ;
• la liste des principaux titres de participation non consolidés.

Cette information est accessible sur le site internet (www.engie.com, rubrique Investisseurs / Information Réglementée).
Les sociétés non consolidées sont classées en actifs non courants (cf. Note 14.1.1.1) en tant que «Instruments de capitaux
propres à la juste valeur».

La liste des principales filiales consolidées selon la méthode de l’intégration globale, présentée ci-après, a quant à elle été
déterminée, pour les entités opérationnelles, à partir de leur contribution aux indicateurs financiers suivants : chiffre
d’affaires, EBITDA, résultat net et dette nette. Les principales participations mises en équivalence (entreprises associées
et coentreprises) sont présentées dans la Note 3 «Participations dans les entreprises mises en équivalence».

Certaines sociétés, à l’instar d’ENGIE SA, d’ENGIE Énergie Services SA, ou d’Electrabel SA, comportent des activités
opérationnelles et des fonctions de siège rattachées managérialement à différents secteurs reportables. Dans les tableaux
qui suivent, ces activités opérationnelles et fonctions de siège sont présentées au sein de leur secteur reportable respectif
sous la dénomination de leur société d’origine suivie du signe (*).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2023




Renouvelables

% d'intérêt
Nom Activité Pays 31 déc. 2023 31 déc. 2022
BTE Renewables Production et ventes d'électricité Afrique du Sud 60,0 -
Compagnie Nationale du Rhône Production et ventes d'électricité France 50,0 50,0
ENGIE Energía Perú * Production et ventes d'électricité Pérou 61,8 61,8
ENGIE Green Production et ventes d'électricité France 100,0 100,0
ENGIE Renouvelables Production et ventes d'électricité France 100,0 100,0
ENGIE Romania *(1) Distribution de gaz naturel/Ventes Roumanie 51,0 51,0
ENGIE Solar EPCd'énergie
solaire France 100,0 100,0
Groupe ENGIE Brasil Energia * Production et ventes d'électricité Brésil 68,7 68,7
Groupe ENGIE Energía Chile * Production et ventes d'électricité Chili 60,0 60,0
Jupiter Equity Holding LLC Production et ventes d'électricité États-Unis 51,0 51,0
Mercury Equity Holding LLC Production et ventes d'électricité États-Unis 51,0 51,0
Saturn Equity Holding LLC Production et ventes d'électricité États-Unis 100,0 100,0
Kathu Solar Park (2) Production et ventes d'électricité Afrique du Sud 57,7 48,5
(1) Le 20 février 2024, ENGIE a finalisé l’acquisition d’une participation additionnelle de 12% dans ENGIE Romania.
(2) À l'issue de l'acquisition d'une participation complémentaire en 2023, le Groupe consolide désormais Kathu Solar Park par intégration globale
(cf. Note 4.2).

Infrastructures
% d'intérêt
Nom Activité Pays 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Elengy Terminaux méthaniers France 60,8 60,8
ENGIE Romania *(1) Distribution de gaz naturel/Ventes d'énergie Roumanie 51,0 51,0
Fosmax LNG Terminaux méthaniers France 60,8 60,8
GRDF Distribution de gaz naturel France 100,0 100,0
Groupe ENGIE Brasil Energia * Production et ventes d'électricité Brésil 68,7 68,7
Groupe ENGIE Energía Chile * Production et ventes d'électricité Chili 60,0 60,0
Groupe GRTgaz (hors Elengy) Transport de gaz naturel France, Allemagne 60,8 60,8
Storengy Deutschland GmbH Stockage souterrain de gaz naturel Allemagne 100,0 100,0
Storengy France Stockage souterrain de gaz naturel France 100,0 100,0

(1) Le 20 février 2024, ENGIE a finalisé l’acquisition d’une participation additionnelle de 12% dans ENGIE Romania.

Energy Solutions
% d'intérêt
Nom Activité Pays 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Cofely Besix Systèmes, installations et UAE 100,0 100,0
CPCU maintenance
Réseaux urbains France 66,5 66,5
Energie SaarLorLux AG Services à l'énergie Allemagne 51,0 51,0
ENGIE Deutschland GmbH Services à l'énergie Allemagne 100,0 100,0
ENGIE Energie Services SA * Services à l'énergie, Réseaux France 100,0 100,0
ENGIE Servizi S.p.A Services à l'énergie Italie 100,0 100,0
Tractebel Engineering International Ingénierie Belgique 100,0 100,0




FlexGen
% d'intérêt
Nom Activité Pays 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Group Broad Reach Power Stockage par batterie États-Unis 100,0 ‐
Electrabel SA * Production d'électricité, Ventes Belgique 100,0 100,0
ENGIE Energía Perú * d'énergie
Production et ventes d'électricité Pérou 61,8 61,8
ENGIE Energie Nederland N.V. * Production d'électricité, Ventes Pays-Bas 100,0 100,0
ENGIE Italia S.p.A * d'énergie
Production d'électricité, Ventes Italie 100,0 100,0
ENGIE SA * d'énergie
Production d'électricité, Ventes France 100,0 100,0
ENGIE Thermique France d'énergie
Production d'électricité France 100,0 100,0
First Hydro Holdings Company Production d'électricité Royaume-Uni 75,0 75,0
Groupe ENGIE Energía Chile * Production et ventes d'électricité Chili 60,0 60,0
Pelican Point Power Limited Production d'électricité Australie 100,0 72,0
UCH Power Limited Production d'électricité Pakistan 100,0 100,0




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2023




Retail
% d'intérêt
Nom Activité Pays 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Electrabel SA * Production d'électricité, Ventes Belgique 100,0 100,0
ENGIE Italia S.p.A * d'énergie
Production d'électricité, Ventes Italie 100,0 100,0
ENGIE Romania *(1) d'énergie
Distribution de gaz naturel, Ventes Roumanie 51,0 51,0
ENGIE SA * d'énergie
Production d'électricité, Ventes France 100,0 100,0
Simply Energy d'énergie
Ventes d'énergie Australie 100,0 72,0
(1) Le 20 février 2024, ENGIE a finalisé l’acquisition d’une participation additionnelle de 12% dans ENGIE Romania.



Nucléaire
% d'intérêt
Nom Activité Pays 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Electrabel SA * Production d'électricité, Ventes Belgique 100,0 100,0
Synatom d'énergie
Gestion des provisions nucléaires Belgique 100,0 100,0



Autres
% d'intérêt
Nom Activité Pays 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Cogac Holding France 100,0 100,0
Electrabel SA * Production d'électricité, Ventes Belgique 100,0 100,0
ENGIE CC d'énergie
Filiales financières, Fonctions Belgique 100,0 100,0
ENGIE Deutschland AG * Holding, Energy management centrales
trading Allemagne 100,0 100,0
ENGIE Energie Nederland Holding B.V. Holding, Energy management trading Pays-Bas 100,0 100,0
ENGIE Energie Nederland N.V. * Production d'électricité, Ventes Pays-Bas 100,0 100,0
Engie Energy Services International SA d'énergie
Holding Belgique 100,0 100,0
ENGIE Energie Services SA * Services à l'énergie, Réseaux France 100,0 100,0
ENGIE Energy Management * Energy management trading France, Belgique, 100,0 100,0
ENGIE Finance SA Filiales financières Italie, Royaume-
France 100,0 100,0
ENGIE Global Markets Energy management trading France, Belgique, Uni 100,0 100,0
ENGIE Holding Inc. Holding - société mère Singapour
États-Unis 100,0 100,0
ENGIE Italia S.p.A * Holding, Energy management trading Italie 100,0 100,0
ENGIE North America Production et ventes d'électricité, Gaz États-Unis 100,0 100,0
ENGIE Resources Inc. naturel, GNL, Services
Ventesàd'énergie
l'énergie États-Unis 100,0 100,0
ENGIE Romania *(1) Distribution de gaz naturel/Ventes Roumanie 51,0 51,0
ENGIE SA * Holding - société mère, d'énergie
Energy France 100,0 100,0
GDF International management trading,Holding ventes France 100,0 100,0
Genfina d’énergie
Holding Belgique 100,0 100,0
Groupe ENGIE Energía Chile * Production et ventes d'électricité Chili 60,0 60,0
International Power Limited Holding Royaume-Uni 100,0 100,0
(1) Le 20 février 2024, ENGIE a finalisé l’acquisition d’une participation additionnelle de 12% dans ENGIE Romania.


2.2 Jugements significatifs exercés dans l’analyse du contrôle

Le Groupe examine principalement les éléments et critères suivants afin de déterminer s’il a le contrôle sur une entité :

• la gouvernance : droits de vote et représentation du Groupe dans les organes de gouvernance, règles de majorité,
droits de veto ;
• la nature des droits substantiels ou protectifs, accordés aux actionnaires au titre des activités pertinentes de
l’entité ;
• les mécanismes de résolution de conflits ;
• le droit/l’exposition du Groupe aux rendements variables de l’entité.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2023




Le Groupe a notamment exercé son jugement concernant les entités et sous-groupes suivants :

Entités dans lesquelles le Groupe détient la majorité des droits de vote

GRTgaz (Infrastructures France) : 60,8%

L’analyse du pacte d’actionnaires conclu avec la Société d’Infrastructures Gazières, filiale de la Caisse des Dépôts et
Consignations (CDC) qui détient 38,6% du capital de GRTgaz a été complétée par l’appréciation des prérogatives confiées
à la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Du fait de la régulation, GRTgaz dispose d’une position dominante sur
le marché de transport de gaz en France. En conséquence, elle est soumise, suite à la transposition de la 3ème Directive
européenne du 13 juillet 2009 (Code de l’énergie du 9 mai 2011), à des règles d’indépendance, notamment pour ses
administrateurs et les membres de la Direction. Le Code de l’énergie confie certains pouvoirs à la CRE dans le cadre de
sa mission de contrôle du bon fonctionnement des marchés de gaz en France, notamment celui de vérifier l’indépendance
des membres du Conseil d’Administration et de la Direction, de même qu’apprécier le choix des investissements. Le
Groupe estime qu’il détient le contrôle de GRTgaz et de ses filiales (dont Elengy) compte tenu de sa capacité à nommer
la majorité des membres du Conseil d’Administration et à prendre les décisions sur les activités pertinentes, notamment
le montant des investissements et le plan de financement.

Entités dans lesquelles le Groupe ne détient pas la majorité des droits de vote

Dans les entités où le Groupe ne détient pas la majorité des droits de vote, le jugement est exercé notamment au regard
des éléments suivants pour apprécier l’existence d’un contrôle de fait :

• dispersion de l’actionnariat : nombre de droits de vote détenus par le Groupe par rapport au nombre de droits
détenus respectivement par les autres détenteurs et à leur dispersion ;
• historique des votes en Assemblée Générale : les pourcentages de droits de votes exprimés par le Groupe en
Assemblée Générale au cours des dernières années ;
• gouvernance : représentation au sein de l’organe de gouvernance prenant les décisions stratégiques et
opérationnelles portant sur les activités pertinentes ;
• règles de nomination des membres clés de la direction;
• relations contractuelles et transactions significatives.

La principale entité consolidée en intégration globale dans laquelle le Groupe ne détient pas la majorité des droits de vote
au 31 décembre 2023 est la Compagnie Nationale du Rhône (49,98%).

La Compagnie Nationale du Rhône («CNR» - Renouvelables France) : 49,98%

Le capital de la CNR est détenu par le Groupe à concurrence de 49,98%, et par la Caisse des Dépôts et Consignations
(CDC) à hauteur de 33,2%. Le solde, soit 16,82%, est dispersé auprès d’environ 200 collectivités locales. Compte tenu
des dispositions actuelles de la loi «Murcef» selon lesquelles la CNR doit rester majoritairement publique, le Groupe ne
peut disposer de plus de 50% du capital de la CNR. Le Groupe considère toutefois qu’il exerce un contrôle de fait car il
dispose de la majorité des droits de vote exprimés aux Assemblées Générales compte tenu de la forte dispersion de
l’actionnariat et de l’absence d’action de concert entre les actionnaires minoritaires.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2023




2.3 Principales filiales comportant des participations ne donnant pas le
contrôle

Le tableau ci-après présente les filiales comportant des participations ne donnant pas le contrôle jugées significatives, les
contributions respectives aux capitaux propres, au résultat net au 31 décembre 2023 et au 31 décembre 2022, ainsi que
les dividendes versés à ces participations ne donnant pas le contrôle :

Pourcentage
d'intérêt des Résultat net des Capitaux propres Dividendes payés
participations ne participations ne des participations aux participations
donnant pas le donnant pas le ne donnant pas le ne donnant pas le
Noms Activités contrôle contrôle contrôle contrôle
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
En millions d'euros 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022
Groupe GRTgaz (France Activité régulée de transport 39,2 39,2 158 190 1 611 1 614 194 168
Infrastructures, France) de gaz et de gestion de
terminaux méthaniers
Groupe ENGIE Energía Production et ventes 40,0 40,0 (147) (158) 504 680 ‐ ‐
Chile (Amérique Latine, d'électricité - parc thermique
Chili) (1)
Groupe ENGIE Romania Distribution de gaz naturel, 49,0 49,0 70 31 671 607 ‐ ‐
(Reste de l'Europe, Ventes d'énergies
Roumanie) (2)
Groupe ENGIE Brasil Production et ventes 31,3 31,3 145 116 569 296 58 112
Energia (Amérique Latine, d'électricité
Brésil) (1)
ENGIE Energía Perú Production et ventes 38,2 38,2 5 21 412 433 12 12
(Amérique Latine, Pérou) (1) d'électricité - parc thermique
et hydroélectrique
Autres filiales avec des participations ne donnant pas le 464 (27) 1 900 1 401 258 190
contrôle (3)
TOTAL 695 173 5 667 5 032 522 482
(1) Les groupes ENGIE Energía Chile, ENGIE Brasil Energia ainsi que la société ENGIE Energía Perú sont cotés en bourse dans leurs
pays respectifs.
(2) Le 20 février 2024, ENGIE a finalisé l’acquisition d’une participation additionnelle de 12% dans ENGIE Romania.
(3) Le résultat net des autres participations ne donnant pas le contrôle est principalement impacté par le résultat des MtM opérationnels
pour un montant net de +386 millions d’euros en 2023 et -158 millions d’euros en 2022.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
48
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2023




2.3.1 Informations financières résumées sur les principales filiales comportant des
participations ne donnant pas le contrôle

Les informations financières résumées de ces filiales sont indiquées dans le tableau ci-après sur une base à 100%. Ces
informations sont des données avant éliminations intra-Groupe.



Groupe GRTgaz Groupe ENGIE Energía Chile Groupe ENGIE Romania (1)
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 31 déc. 2023 31 déc. 2022 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Compte de résultat
Chiffre d'affaires 2 623 2 535 1 732 1 648 2 111 2 819
Résultat net 403 485 (367) (395) 142 63
Résultat net part du Groupe 245 295 (220) (237) 72 32
Autres éléments du résultat global - Quote-part du
Groupe 56 54 (43) 85 (7) (15)
RÉSULTAT GLOBAL - QUOTE-PART DU
GROUPE 301 349 (264) (152) 65 17
État de situation financière
Actifs courants 1 189 1 319 1 170 1 108 796 1 091
Actifs non courants 9 780 9 961 3 058 3 210 1 062 975
Passifs courants (1 325) (1 360) (655) (540) (398) (753)
Passifs non courants (5 532) (5 803) (2 325) (2 091) (102) (86)
TOTAL CAPITAUX PROPRES 4 112 4 116 1 247 1 688 1 358 1 227
TOTAL CAPITAUX PROPRES DES
PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE
CONTRÔLE 1 611 1 614 504 680 671 607
État des flux de trésorerie
Flux issus des activités opérationnelles 1 090 1 117 482 (320) 412 (365)
Flux issus des activités d'investissement (486) (450) (424) (384) (148) (121)
Flux issus des activités de financement (616) (663) 86 635 (254) 317
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE (2) (13) 4 144 (68) 11 (169)
(1) Le 20 février 2024, ENGIE a finalisé l’acquisition d’une participation additionnelle de 12% dans ENGIE Romania.
(2) Hors effet des variations de change et divers.




Groupe ENGIE Brasil Energia ENGIE Energía Perú
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Compte de résultat
Chiffre d'affaires 1 979 2 164 704 525
Résultat net 434 370 12 56
Résultat net part du Groupe 288 254 8 34
Autres éléments du résultat global - Quote-part du Groupe (73) 72 (24) 51
RÉSULTAT GLOBAL - QUOTE-PART DU GROUPE 216 326 (17) 85
État de situation financière
Actifs courants 1 691 1 322 543 384
Actifs non courants 5 571 4 731 1 778 1 923
Passifs courants (1 081) (1 019) (372) (257)
Passifs non courants (4 875) (4 213) (870) (915)
TOTAL CAPITAUX PROPRES 1 306 822 1 079 1 135
TOTAL CAPITAUX PROPRES DES PARTICIPATIONS NE
DONNANT PAS LE CONTROLE 569 296 412 433
État des flux de trésorerie
Flux issus des activités opérationnelles 1 309 1 027 162 62
Flux issus des activités d'investissement (711) (685) (94) (186)
Flux issus des activités de financement (39) (1 010) (72) 17
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE (1) 559 (668) (4) (107)
(1) Hors effet des variations de change et divers.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
49
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN
ÉQUIVALENCE

Principes comptables

Le Groupe comptabilise les participations dans des entreprises associées et les coentreprises selon la méthode de la
mise en équivalence. Selon la norme IFRS 11 – Partenariats, une coentreprise est un partenariat dans lequel les parties
qui exercent un contrôle conjoint sur l’entité ont des droits sur l’actif net de celle-ci. Une entreprise associée est une
entité sur laquelle le Groupe exerce une influence notable.


Les contributions respectives des entreprises associées et des coentreprises dans l’état de la situation financière, le
compte de résultat et l’état du résultat global au 31 décembre 2023 et au 31 décembre 2022 sont présentées ci-après :


En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
État de la situation financière
Participations dans les entreprises associées 4 259 4 187
Participations dans les coentreprises 4 954 5 092
PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 9 213 9 279
Compte de résultat
Quote-part du résultat net des entreprises associées 486 400
Quote-part du résultat net des coentreprises 580 659
QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 1 066 1 059
État du résultat global
Quote-part des entreprises associées dans les «Autres éléments du résultat global» 11 510
Quote-part des coentreprises dans les «Autres éléments du résultat global» 26 366
QUOTE-PART DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE DANS LES AUTRES ÉLÉMENTS DU
RÉSULTAT GLOBAL 37 876



Jugements significatifs

Le Groupe examine principalement les éléments et critères suivants afin d’apprécier l’existence d’un contrôle conjoint ou
d’une influence notable sur une entité :

• la gouvernance : droits de vote et représentation du Groupe dans les organes de gouvernance, règles de majorité,
droits de veto ;
• la nature des droits, substantiels ou protectifs, accordés aux actionnaires au titre des activités pertinentes de
l’entité.
Cette appréciation peut s’avérer complexe pour les entités « projet » ou « mono-actif » car certaines décisions
concernant les activités pertinentes sont fixées dès la création du partenariat pour la durée du projet.
En conséquence, l’analyse des droits porte sur les activités pertinentes résiduelles (celles qui ont un impact
significatif sur les rendements variables de l’entité);
• les mécanismes de résolution de conflits ;
• le droit/l’exposition du Groupe aux rendements variables de l’entité.
Cette appréciation comprend également l’analyse des relations contractuelles du Groupe avec l’entité,
particulièrement les conditions dans lesquelles ces contrats sont conclus, leur durée ainsi que la gestion des
conflits d’intérêts éventuels lors du vote de l’organe de gouvernance de l’entité.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
50
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




Le Groupe a notamment exercé son jugement concernant les entités et sous-groupes suivants :

Sociétés projets au Moyen-Orient et en Afrique

Le jugement significatif exercé dans le cadre de l’analyse de la méthode de consolidation de ces entités de projets porte
sur les risques et avantages liés aux contrats entre ENGIE et l’entité, ainsi que sur l’appréciation des activités pertinentes
restant à la main de l’entité après sa création. Le Groupe estime qu’il exerce une influence notable ou un contrôle conjoint
étant donné que, pendant la durée du projet, les décisions relatives aux activités pertinentes telles que le refinancement,
le renouvellement ou la modification des contrats importants (vente, achat, prestation exploitation, maintenance) sont
soumises, selon les cas, à l’accord unanime de deux ou plusieurs partenaires.

Coentreprises dans lesquelles le Groupe détient plus de 50%

Tihama (60%)

ENGIE détient 60% de la centrale électrique Tihama (cogénération) située en Arabie Saoudite, et son partenaire
Saudi Oger en détient 40%. Le Groupe estime qu’il exerce un contrôle conjoint sur Tihama dans la mesure où les décisions
sur les activités pertinentes, qui comprennent notamment la validation du budget, la modification des contrats importants,
etc. sont prises à l’unanimité par les deux partenaires.

Transportadora Associada de Gás S.A. («TAG» - Amérique Latine) : détention d’une participation à hauteur de
65,0% résultant en un intérêt net dans TAG à hauteur de 54,8% (1)

Le Groupe exerce un contrôle conjoint sur TAG dans la mesure où les décisions sur les activités pertinentes, qui
comprennent notamment la préparation du budget et du plan à moyen terme, les investissements, l’exploitation et la
maintenance, etc. sont prises à une majorité nécessitant l’accord d’ENGIE et de la Caisse de dépôt et placement du
Québec (CDPQ).

Contrôle conjoint – distinction entre coentreprise et activité conjointe

La qualification d’un partenariat avec un contrôle conjoint nécessite du jugement pour apprécier s’il s’agit d’une
coentreprise ou d’une activité conjointe. L’analyse des «autres faits et circonstances» fait partie des critères de la norme
IFRS 11 pour apprécier la classification d’une entité avec contrôle conjoint.

L’IFRS Interpretation Committee «IFRS IC» (novembre 2014) a notamment conclu que les autres faits et circonstances
devaient créer des droits directs dans les actifs et des obligations directes au titre des passifs qui soient exécutoires pour
que l’entité soit qualifiée d’activité conjointe.

Compte tenu de ces conclusions et de leur application dans le cadre de nos analyses, il n’y a pas d’activité conjointe
significative au sein du Groupe au 31 décembre 2023.

3.1 Participations dans les entreprises associées

3.1.1 Contribution des entreprises associées significatives et des entreprises
associées individuellement non significatives aux états financiers du Groupe

Le tableau ci-après présente la contribution de chacune des entreprises associées jugées significatives ainsi que la
contribution agrégée des entreprises associées jugées individuellement non significatives dans l’état de la situation



(1) Le groupe a finalisé, en janvier 2024, la cession à CDPQ (partenaire actuel) d’une participation de 15% dans TAG. À l’issue de cette
transaction, le Groupe ne possède désormais plus de droits de vote potentiels. La détention du Groupe dans TAG s’élève à 50%
résultant en un intérêt net de 44,5% (l’impact de cette cession partielle sur l’endettement financier net 2024 s’élève à
0,5 milliard d’euros).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
51
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




financière, le compte de résultat, les autres éléments du résultat global, et la ligne «Dividendes reçus des entreprises
mises en équivalence» du tableau de flux de trésorerie du Groupe.

Le Groupe a utilisé les critères quantitatifs et qualitatifs suivants pour établir sa liste d’entreprises associées jugées
significatives : contribution aux agrégats Groupe «Quote-part du résultat net des entreprises associées», «Participations
dans les entreprises associées», total bilan des entreprises associées exprimé en quote-part du Groupe, entités associées
portant des projets majeurs en phase d’étude ou de construction et dont les engagements d’investissements sont
significatifs.


Pourcentage Valeurs
d'intégration des comptables des
participations participations Quote-part du Autres éléments
dans les dans les résultat net dans du résultat global Dividendes reçus
entreprises entreprises les entreprises des entreprises des entreprises
Noms Activité Capacité associées associées associées associées associées
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
En millions d'euros 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022
Sociétés projets
au Moyen-Orient
(Moyen-Orient,
Asie & Afrique,
Arabie Saoudite, Centrales à
Bahreïn, Qatar, gaz et usines
Émirats Arabes de
Unis, Oman, dessalement
Koweit) (1) d'eau de mer 1 346 1 378 176 181 24 411 143 145


Centrales
Movhera hydrauliques 1 688 MW 40,00 40,00 556 521 31 (13) 11 41 8 ‐
Energia
Sustentável do Centrales
Brasil (Brésil) hydrauliques 3 750 MW 40,00 40,00 596 567 10 (3) ‐ ‐ ‐ ‐
Réseaux de
GASAG gaz et
(Allemagne) chaleur 31,57 31,58 255 279 26 26 (36) (62) 15 17

Eolia Renovables Eolien 943 MW 40,00 40,00 343 359 14 33 (3) 2 28 ‐
Autres participations dans les entreprises
associées individuellement non significatives 1 163 1 082 227 176 15 118 123 109
PARTICIPATIONS DANS LES
ENTREPRISES ASSOCIÉES 4 259 4 187 486 400 11 510 316 271
(1) Les participations dans les entreprises associées exploitant des centrales à gaz et des usines de dessalement d’eau de mer sur la
péninsule arabique ont été regroupées au sein d’un agrégat unique intitulé «sociétés projets au Moyen-Orient». Ce regroupement
comprend principalement près de 40 entreprises associées exploitant un parc de centrales thermiques d’une capacité installée
totale de 26 388 MW (à 100%).
Ces entreprises associées se caractérisent par des modèles économiques et des types de partenariat relativement similaires : les
sociétés projets sélectionnées à l’issue d’un processus d’appel d’offres développent, construisent et opèrent des centrales
électriques et des usines de dessalement d’eau de mer dont la production est intégralement vendue à des sociétés étatiques dans
le cadre de contrats de «Power and water purchase agreement» sur des périodes généralement comprises entre 20 et 30 ans.
Les centrales correspondantes sont, sur base des modalités contractuelles, comptabilisées selon IFRIC 12, IFRS 16 ou IAS 16 en
tant qu’immobilisations corporelles ou en tant que créances financières. La structure actionnariale de ces entités comprend
systématiquement une société étatique du pays d’implantation de la société projet. Le pourcentage d’intérêt et de droits de vote du
Groupe dans chacune de ces entités varie selon les cas entre 20 et 50%.



La quote-part de résultat dans les entreprises associées comprend des résultats non récurrents pour un montant de
18 millions d’euros au 31 décembre 2023 (contre -18 millions d’euros en 2022) composés essentiellement de variations
de juste valeur des instruments dérivés, de pertes de valeur et de résultats de cessions, nets d’impôts
(cf. Note 5.3 «Résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg)»).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
52
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




3.1.2 Informations financières sur les entreprises associées significatives

Les tableaux ci-après présentent les informations financières résumées des principales entreprises associées du Groupe
et correspondent aux montants établis en application des normes IFRS, avant élimination des transactions intragroupes,
et après prise en compte (i) des retraitements d’homogénéisation avec les principes comptables du Groupe et (ii) des
exercices d’évaluation des actifs et passifs de l’entreprise associée à leur juste valeur réalisés à leur date d’acquisition au
niveau d’ENGIE en application des dispositions d’IAS 28. À l’exception de la dernière colonne «Total capitaux propres
attribuables à ENGIE», les agrégats sont présentés sur une base à 100%.




Autres Total
éléments capitaux
du Actifs Passifs Total % propres
Chiffre Résultat résultat Résultat Actifs non Passifs non capitaux d'intégration attribuables
En millions d'euros d'affaires net global Global courants courants courants courants propres du Groupe à ENGIE
AU 31 DÉCEMBRE 2023
Sociétés projets au
Moyen-Orient 4 886 714 88 802 2 635 18 229 2 856 12 785 5 223 1 346
Energia Sustentável
do Brasil 625 24 ‐ 24 286 3 276 2 077 (5) 1 489 40,00 596
Movhera 434 78 28 106 249 2 055 85 829 1 390 40,00 556
GASAG 2 283 84 (112) (28) 1 640 2 058 2 643 247 809 31,57 255
Eolia Renovables 177 36 (7) 29 138 2 165 226 1 219 858 40,00 343
AU 31 DÉCEMBRE 2022
Sociétés projets au
Moyen-Orient 5 067 764 1 695 2 459 2 824 19 711 3 343 13 781 5 411 1 378
Energia Sustentável
do Brasil 581 (7) ‐ (7) 239 3 275 2 098 ‐ 1 416 40,00 567
Movhera 384 (33) 103 70 147 2 124 699 269 1 303 40,00 521
GASAG 1 606 82 (196) (114) 1 491 2 140 2 462 284 885 31,57 279
Eolia Renovables 216 82 4 86 297 2 097 340 1 155 900 40,00 359




3.1.3 Transactions entre le Groupe et les entreprises associées

Les données ci-dessous présentent les incidences des transactions avec les entreprises associées sur les états financiers
du Groupe au 31 décembre 2023.

Résultat
Achats de Ventes de financier Clients et Prêts et Fournisseurs
biens et biens et (hors autres créances au et autres Dettes
En millions d'euros services services dividendes) débiteurs coût amorti créditeurs financières
Sociétés projets au Moyen-Orient ‐ 200 10 28 147 ‐ ‐
Contassur (1) ‐ ‐ ‐ 242 2 ‐ ‐
Energia Sustentável Do Brasil 133 ‐ ‐ ‐ ‐ 14 ‐
Movhera ‐ 42 11 7 119 1 3
Autres 116 30 ‐ 34 126 47 (36)
AU 31 DÉCEMBRE 2023 248 271 22 311 395 62 (33)
(1) Contassur est une société d’assurance-vie consolidée par mise en équivalence. Contassur a contracté des contrats d’assurance
principalement avec les fonds de pension qui couvrent en Belgique des avantages postérieurs à l’emploi accordés à des employés
du Groupe mais également à ceux d’autres sociétés, opérant essentiellement dans les activités régulées du secteur gaz et
électricité. Les polices d’assurance contractées par Contassur constituent des droits à remboursement comptabilisés en tant
qu’«Autres actifs» dans l’état de la situation financière. Ces droits à remboursement s’élèvent à 242 millions d’euros au
31 décembre 2023 contre 208 millions d’euros au 31 décembre 2022.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
53
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




3.2 Participations dans les coentreprises

3.2.1 Contribution des coentreprises aux états financiers du Groupe

Le tableau ci-après présente la contribution de chacune des coentreprises jugées significatives ainsi que la contribution
agrégée des coentreprises jugées individuellement non significatives dans l’état de la situation financière, le compte de
résultat, les autres éléments du résultat global, ainsi que la ligne «Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence»
du tableau de flux de trésorerie du Groupe.

Le Groupe a utilisé les critères quantitatifs et qualitatifs suivants pour établir sa liste des coentreprises jugées
significatives : contribution aux agrégats Groupe «Quote-part du résultat net des coentreprises», «Participations dans les
coentreprises», total bilan des coentreprises exprimé en quote-part du Groupe, coentreprises portant des projets majeurs
en phase d’étude ou de construction et dont les engagements d’investissements sont significatifs.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
54
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




Pourcentage
d'intégration Valeurs
des comptables des Quote-part du Autres éléments
participations participations résultat net du résultat Dividendes
dans les dans les dans les global des reçus des
Noms Activité Capacité coentreprises coentreprises coentreprises coentreprises coentreprises
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
En millions d'euros 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022


Transportadora Réseau de
Associada de Gás transport de
S.A. (TAG) (Brésil) (1) gaz 65,00 65,00 1 059 1 129 368 267 29 153 387 184

National Central
Cooling Company -
«Tabreed» (Moyen-
Orient, Asie & Réseaux
Afrique, Abu Dhabi) urbains de froid 40,00 40,00 872 874 34 53 35 ‐ 39 18
EcoÉlectrica (Porto CCGT et
Rico) terminal GNL 534 MW 50,00 50,00 293 314 52 42 ‐ ‐ 61 60
Portefeuille d'actifs
de production Production
(Portugal) d'électricité 2 396 MW 50,00 50,00 218 240 34 33 (2) 15 40 61
WSW Energie und Production et
Wasser AG distribution
(Allemagne) d'électricité 33,10 33,10 197 249 (33) 19 ‐ 1 19 11
Iowa University
partnership (États- Services à
Unis) l’énergie 39,10 39,10 222 229 6 6 (1) 2 4 1
Production
Ocean Winds d'électricité 1 462 MW 50,00 50,00 415 431 6 80 (47) 124 ‐ ‐

Georgetown
University
partnership (États- Services à
Unis) l’énergie 50,00 50,00 200 203 7 6 ‐ 3 ‐ ‐
Tihama Power
Generation Co Production
(Arabie Saoudite) d'électricité 1 544 MW 60,00 60,00 91 94 24 21 (2) 5 21 29


Ohio State Energy Services à
Partners (États-Unis) l'énergie 50,00 50,00 50 82 (25) 4 9 8 17 16
Réseau de
Megal GmbH transport de
(Allemagne) gaz 49,00 49,00 55 61 ‐ 2 ‐ ‐ 6 9
Transmisora Ligne de
Eléctrica del Norte transmission
(Chili) (2) d'électricité 50,00 50,00 114 116 3 5 (3) 19 ‐ ‐
Autres participations dans les coentreprises
individuellement non significatives 1 169 1 071 104 120 7 37 121 53

PARTICIPATIONS DANS LES COENTREPRISES 4 954 5 092 580 659 26 366 715 442
(1) Le pourcentage d’intérêt du Groupe dans la société Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) est de 54,83%. Le groupe a finalisé, en
janvier 2024, la cession à CDPQ (partenaire actuel) d’une participation de 15% dans TAG. À l’issue de cette transaction, le pourcentage de
détention du Groupe s’élève à 50% résultant en un intérêt net de 44,5% (l’impact de cette cession partielle sur l’endettement financier net 2024
s’élève à 0,5 milliard d’euros).
(2) Le pourcentage d’intérêt du Groupe dans la société Transmisora Eléctrica del Norte est de 30%.

La quote-part de résultat dans les coentreprises comprend des résultats non récurrents pour un montant de
-39 millions d’euros au 31 décembre 2023 (contre 1 million d’euros en 2022). Ceux-ci proviennent essentiellement de
variations de juste valeur des instruments dérivés, de pertes de valeur et de résultats de cessions, nets d’impôts
(cf. Note 5.3 «Résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg)»).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
55
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




3.2.2 Informations financières sur les coentreprises significatives

Les montants présentés sont les montants établis en application des normes IFRS, avant élimination des transactions
intragroupes, et après prise en compte (i) des retraitements d’homogénéisation avec les principes comptables du Groupe
et (ii) des exercices d’évaluation des actifs et passifs de la coentreprise à leur juste valeur réalisés à leur date d’acquisition
pour ENGIE en application des dispositions d’IAS 28. À l’exception de la dernière colonne «Total capitaux propres
attribuables à ENGIE» de l’état de la situation financière, les agrégats sont présentés sur une base à 100%.

3.2.2.1 Informations sur le compte de résultat et les autres éléments du résultat global


Dotations
aux
amortis- Autres
sements éléments
des du
Chiffre immobi- Résultat Résultat résultat Résultat
En millions d'euros d'affaires lisations financier Impôts net global global
AU 31 DÉCEMBRE 2023
Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) 1 672 (234) (308) (295) 566 45 610
National Central Cooling Company «Tabreed» ‐ (8) (5) 39 84 89 173
EcoÉlectrica 185 (31) 2 (6) 104 ‐ 104
Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal 456 (48) (19) (28) 97 (7) 90
WSW Energie und Wasser AG 2 338 (19) (4) 8 (118) ‐ (118)
Iowa University partnership 89 ‐ (21) ‐ 15 5 20
Ocean Winds 39 (7) 124 (5) 13 (94) (81)
Georgetown University partnership 81 (2) (21) (1) 13 5 18
Tihama Power Generation Co 114 (5) (8) (6) 40 (4) 36
Ohio State Energy Partners 188 (1) (66) ‐ (50) 15 (35)
Megal GmbH 122 (70) (4) 2 ‐ ‐ ‐
Transmisora Eléctrica del Norte 71 ‐ (32) (5) 9 (4) 4
AU 31 DÉCEMBRE 2022
Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) 1 549 (292) (386) (215) 411 235 647
National Central Cooling Company «Tabreed» 167 ‐ (35) ‐ 133 ‐ 133
EcoÉlectrica 166 (32) 1 (4) 85 ‐ 85
Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal 512 (50) (14) (27) 74 48 122
WSW Energie und Wasser AG 1 213 (14) ‐ (28) 50 3 53
Iowa University partnership 87 ‐ (21) ‐ 16 6 22
Ocean Winds 40 (9) (23) (1) 160 247 407
Georgetown University partnership 60 (1) (22) ‐ 12 5 17
Tihama Power Generation Co 119 (6) (9) (6) 35 9 45
Ohio State Energy Partners 180 (1) (65) (2) 7 15 22
Megal GmbH 122 (67) (4) 1 5 ‐ 5
Transmisora Eléctrica del Norte 70 ‐ (27) (7) 13 19 32




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
56
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




3.2.2.2 Informations sur l’état de la situation financière


Trésorerie Total
et Dettes Autres capitaux
équivalents Autres Actifs Dettes Autres financières passifs Total propres
de actifs non financières passifs non non capitaux % attribuables
En millions d'euros trésorerie courants courants courantes courants courantes courants propres d'intégration à ENGIE
AU 31 DÉCEMBRE 2023
Transportadora
Associada de
Gás S.A. (TAG) 269 479 6 119 569 299 2 672 1 699 1 629 65,00 1 059
National Central
Cooling
Company
«Tabreed» 450 254 3 713 ‐ 233 1 737 94 2 352 40,00 872
EcoÉlectrica 4 76 543 3 17 ‐ 17 587 50,00 293
Portefeuille
d'actifs de
production
d'énergies au
Portugal 285 403 550 101 236 372 51 479 50,00 218
WSW Energie
und Wasser AG 68 422 878 211 277 222 96 562 33,10 197
Iowa University
partnership 1 17 1 146 4 7 586 ‐ 568 39,10 222
Ocean Winds 313 3 786 1 670 514 773 314 830 50,00 415
Georgetown
University
partnership ‐ 6 964 569 2 399 50,00 200
Tihama Power
Generation Co 54 62 206 72 42 46 11 152 60,00 91
Ohio State
Energy Partners 12 71 1 452 ‐ 64 1 353 19 99 50,00 50
Megal GmbH 48 15 644 170 39 341 46 112 49,00 55
Transmisora
Eléctrica del
Norte 75 12 625 36 7 585 ‐ 83 50,00 42
AU 31 DÉCEMBRE 2022
Transportadora
Associada de
Gás S.A. (TAG) 124 367 6 216 668 71 2 771 1 460 1 737 65,00 1 129
National Central
Cooling
Company
«Tabreed» 402 150 2 631 ‐ 194 805 ‐ 2 184 40,00 874
EcoÉlectrica 6 79 580 3 15 ‐ 18 629 50,00 314
Portefeuille
d'actifs de
production
d'énergies au
Portugal 247 514 733 99 278 500 60 557 50,00 240
WSW Energie
und Wasser AG 82 518 950 263 260 147 150 731 33,10 249
Iowa University
partnership 2 17 1 162 7 7 581 ‐ 586 39,10 229
Ocean Winds 337 ‐ 2 425 1 149 189 137 424 863 50,00 431
Georgetown
University
partnership 5 3 954 ‐ ‐ 555 3 404 50,00 203
Tihama Power
Generation Co 49 145 221 78 51 119 11 156 60,00 94
Ohio State
Energy Partners 14 65 1 441 ‐ 10 1 331 17 162 50,00 82
Megal GmbH 18 14 696 ‐ 44 511 49 125 49,00 61
Transmisora
Eléctrica del
Norte 41 34 770 35 3 574 ‐ 233 50,00 116




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
57
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




3.2.3 Transactions entre le Groupe et les coentreprises

Les données ci-dessous présentent les incidences des transactions avec les coentreprises sur les états financiers du
Groupe au 31 décembre 2023 :

Résultat
Achats de Ventes de financier Clients et Prêts et Fournisseurs
biens et biens et (hors autres créances au et autres Dettes
En millions d'euros services services dividendes) débiteurs coût amorti créditeurs financières
EcoÉlectrica ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 22
WSW Energie und Wasser AG (3) 17 ‐ 3 ‐ ‐ ‐
Megal GmbH 65 ‐ ‐ ‐ ‐ 6 ‐
Futures Energies Investissements Holding 69 25 11 4 182 8 ‐
Ocean Winds ‐ ‐ 28 3 535 ‐ ‐
Autres 96 140 10 55 141 11 7
AU 31 DÉCEMBRE 2023 226 182 48 65 857 27 29




3.3 Autres informations relatives aux participations mises en équivalence

3.3.1 Quote-part non comptabilisée des pertes des entreprises associées et des
coentreprises

Le montant total cumulé des pertes non comptabilisées des entreprises associées (qui correspond au montant cumulé
des pertes excédant la valeur comptable des participations dans les entreprises associées), et ce compris les autres
éléments du résultat global, s’élève à 37 millions d’euros au 31 décembre 2023 (contre 6 millions d’euros au
31 décembre 2022).

Ces pertes non comptabilisées correspondent à la juste valeur négative d’instruments dérivés de couvertures de taux
d’intérêt et de commodités («Autres éléments du résultat global») mis en place par des entreprises associées au Moyen-
Orient, en Afrique et en Asie dans le cadre du financement de constructions de centrales électriques.

3.3.2 Engagements et garanties donnés par le Groupe au titre des entreprises mises
en équivalence

Au 31 décembre 2023, les principaux engagements et garanties donnés par le Groupe au titre des sociétés mises en
équivalence concernent :

• Energia Sustentável do Brasil («Jirau») pour un montant global de 4 008 millions de reals brésiliens
(742 millions d’euros). Au 31 décembre 2023, le montant des prêts accordés par la banque brésilienne de
développement, Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, à Energia Sustentável do Brasil s’élève
à 10 021 millions de reals brésiliens (1 855 millions d’euros). Chaque partenaire garantit cette dette financière à
hauteur de son pourcentage d’intérêt dans le consortium ;
• TAG pour un montant de 143 millions d’euros au titre essentiellement de garanties bancaires ;
• les sociétés projets pour un montant global de 1 695 millions d’euros. Ces engagements et garanties concernent
principalement :
− des engagements de mise de fonds portant sur des projets en phase de construction à hauteur de
1 088 millions d’euros,
− des lettres de crédit destinées à garantir le service de la dette, pour un montant global de 167 millions d’euros.
Les financements de projet mis en place dans certaines entités imposent, notamment lorsque ces
financements sont sans recours, aux entités de maintenir un certain niveau de trésorerie au sein de la société
(usuellement de l’ordre de six mois de service de la dette). Ce niveau de trésorerie peut toutefois être remplacé
par des lettres de crédit,




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
58
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




− des sûretés réelles accordées aux prêteurs sous forme de nantissement des titres des sociétés projets, pour
un montant global de 270 millions d’euros,
− des garanties de bonne fin de construction et autres garanties à hauteur de 135 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
59
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE




NOTE 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE

Principes comptables

Conformément à la norme IFRS 5 – Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées, les actifs
ou groupes d’actifs destinés à être cédés font l’objet d’une présentation sur une ligne à part de l’état de la situation
financière et sont évalués et comptabilisés au montant le plus bas entre leur valeur comptable et leur valeur de marché
diminuée des coûts nécessaires à la réalisation de la vente.

Un actif est classé en actifs destinés à être cédés seulement si la vente est hautement probable dans un horizon de
12 mois, si l’actif est disponible en vue d’une vente immédiate dans son état actuel et si un plan de vente a été initié par
le management avec un degré d’avancement suffisant. Pour apprécier le caractère hautement probable de la vente, le
Groupe prend notamment en considération les marques d’intérêts et les offres reçues d’acquéreurs potentiels, ainsi que
les risques d’exécution spécifiques à certaines transactions.

Si l’actif classé comme détenu en vue de la vente ne satisfait plus les conditions mentionnées ci-dessus il sera reclassé
conformément à la norme.

Par ailleurs, lorsque les actifs ou groupes d’actifs destinés à être cédés représentent une ligne d’activité principale et
distincte au sens de la norme IFRS 5, ils sont présentés en tant qu’activités non poursuivies.

4.1 Cessions réalisées au cours de l’exercice 2023

Les incidences des principales cessions et accords de cessions de l’exercice sur l’endettement financier net du Groupe,
hors cessions partielles dans le cadre des activités DBSO (1), sont présentées dans le tableau ci-après :

Réduction de
l'endettement
En millions d'euros Prix de cession financier net
Cession d'une centrale thermique - Brésil 75 ‐
Autres opérations de cession individuellement non significatives 192 246
TOTAL 267 246




Le 31 mai 2023, ENGIE a finalisé la cession complète de sa participation dans la centrale thermique Pampa Sul aux
sociétés Grafito Fundo de Investimento em Participações Infraestrutura et Perfin Space X Fundo de Investimento em
Participações em Infraestrutura.

Compte tenu du classement de cette participation en «Actifs destinés à être cédés» en 2022 et du paiement différé en
2025 du prix de vente prévu au contrat, cette transaction n’a pas d’impact matériel sur l’endettement financier net du
Groupe en 2023. Le résultat de cession avant impôt s’établit à -47 millions d’euros au 31 décembre 2023.

Aucun actif du Groupe n’est classé en tant qu’«Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2023.




(1) Develop, Build, Share and Operate, modèle utilisé dans les énergies renouvelables et reposant sur la rotation continue des capitaux
employés.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
60
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE




4.2 Acquisitions réalisées au cours de l’exercice 2023

L’ensemble des acquisitions réalisées au cours de l’exercice (y compris investissements financiers dans les sociétés mises
en équivalence) a eu une incidence de 3 348 millions d’euros sur l’endettement financier net. Les principales acquisitions
réalisées en 2023 sont présentées ci-après :

• ENGIE a finalisé, en octobre 2023, l'acquisition de 100% de Broad Reach Power, société basée à Houston et
spécialisée dans les activités de stockage par batterie, auprès des fonds d’investissement EnCap et Apollo. La
transaction porte sur 350 MW d'actifs opérationnels, 880 MW d’actifs en construction avec une mise en service
attendue avant fin 2024, 1,7 GW de projets à un stade avancé de développement et un important portefeuille de
projets en cours de développement. Les projets sont situés au Texas, en Californie et dans les états du centre des
États-Unis. La participation est consolidée par intégration globale. L’impact de cette transaction sur l’endettement
financier net du Groupe s’est élevé à 1,4 milliard d’euros (dont 0,1 milliard d’euros en janvier 2024).
Le Groupe a procédé à un exercice préliminaire d’allocation du prix d’acquisition, exercice qui sera finalisé au
cours du premier semestre 2024 ;

• ENGIE a acquis, en septembre 2023, une participation complémentaire dans la société Kathu Solar Park (RF)
Proprietary Trading auprès de Lereko Metier REIPPP Fund Trust, augmentant ainsi sa participation de 48,5% à
57,725 %. À l’issue de cette transaction ENGIE consolide désormais Kathu Solar Park (RF) Proprietary Trading
par intégration globale (précédemment consolidée par mise en équivalence). L’impact de cette transaction sur
l’endettement financier net du Groupe s’est élevé à environ 0,6 milliard d’euros, compte tenu de la consolidation
de la dette externe.

• ENGIE et Meridiam ont acquis, en décembre 2023, auprès d’ACTIS 100% des activités de BTE Renewables, un
développeur, propriétaire et opérateur d’actifs renouvelables sur le continent africain, qui opère en Afrique du Sud
et au Kenya. L’accord comprenait également la cession des actifs kenyans par ENGIE à Meridiam au closing de
l’opération. À l’issue de cette transaction, ENGIE consolide BTE Renewables (actifs sud-africains) par intégration
globale. L’impact de cette transaction sur l’endettement financier net du Groupe s’est élevé à environ 0,4 milliard
d’euros ;

• ENGIE a finalisé, en décembre 2023, l’acquisition de la participation minoritaire (28%) détenue par Mitsui & Co.,
Ltd. («Mitsui») dans International Power (Australia) Holdings Pty Limited («IPAH»), société alors détenue par le
Groupe à hauteur de 72% et consolidée par intégration globale. Au terme de la transaction, le Groupe détient
100% dans IPAH. L’impact de cette transaction sur l’endettement financier net du Groupe s’est élevé à environ
0,2 milliard d’euros ;

• par ailleurs, ENGIE a acquis, en septembre 2023, d'Ixora Energy Ltd, société active dans la production de
biométhane. La participation est consolidée par intégration globale. L’impact de cette transaction sur l’endettement
financier net du Groupe s’est élevé à environ 0,1 milliard d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
61
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE




NOTE 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA
COMMUNICATION FINANCIÈRE

L’objet de cette note consiste à présenter les principaux indicateurs financiers non-GAAP utilisés par le Groupe ainsi que
leur réconciliation avec les agrégats des états financiers consolidés IFRS.

5.1 EBITDA

La réconciliation entre l’EBITDA et le résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat
net des entreprises mises en équivalence est la suivante :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des
entreprises mises en équivalence 12 493 5 367
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (2 430) 3 661
Dotations nettes aux amortissements et autres 4 886 4 576
Paiements fondés sur des actions (IFRS 2) 47 92
Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence 22 17
EBITDA 15 017 13 713
Nucléaire 1 285 1 510
EBITDA hors Nucléaire 13 732 12 204



5.2 EBIT

La réconciliation entre l’EBIT et le résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net
des entreprises mises en équivalence est la suivante :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des
entreprises mises en équivalence 12 493 5 367
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (2 430) 3 661
Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence 22 17
EBIT 10 084 9 045
Nucléaire 605 1 026
EBIT hors Nucléaire 9 479 8 019
.




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62
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE




5.3 Résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg)

Le résultat net récurrent part du Groupe est un indicateur financier utilisé par le Groupe dans sa communication financière
afin de présenter un résultat net part du Groupe ajusté des éléments présentant un caractère inhabituel, anormal ou peu
fréquent.

La réconciliation entre le résultat net part du Groupe et le résultat net récurrent part du Groupe est la suivante :

En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE 2 208 216
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES, PART DU GROUPE ‐ 2 182
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES, PART DU GROUPE 2 208 (1 965)
Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 695 172
RÉSULTAT NET DES ACTIVITES POURSUIVIES 2 903 (1 793)
Rubriques du passage entre le «Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel
et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» et le «RAO» 6 395 4 241
Pertes de valeur 9.1 1 318 2 774
Restructurations 9.2 47 230
Effets de périmètre 9.3 85 (91)
Autres éléments non récurrents 9.4 4 945 1 328
Autres éléments retraités (3 092) 3 389
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 8 (2 430) 3 661
Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur 10 ‐ (7)
Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés 10 (8) (46)
d'instruments financiers
Variation de juste valeurdérivés
des instruments dérivés non qualifiés de couverture et inefficacité sur
10 13 (16)
instruments dérivés qualifiés de couverture de flux de trésorerie
Résultat non récurrent des instruments de dette et des instruments de capitaux propres 10 183 1 254
Autres effets impôts retraités (872) (1 474)
Part non récurrente de la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 22 17
RÉSULTAT NET RÉCURRENT DES ACTIVITÉS POURSUIVIES 6 206 5 836
Résultat net récurrent attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 839 614
RÉSULTAT NET RÉCURRENT DES ACTIVITÉS POURSUIVIES, PART DU GROUPE 5 366 5 223
Résultat net récurrent des activités non poursuivies, part du Groupe ‐ 287
RÉSULTAT NET RÉCURRENT PART DU GROUPE 5 366 5 510




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE




5.4 Capitaux engagés industriels

La réconciliation entre les capitaux engagés industriels et les rubriques de l’état de la situation financière est la suivante :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
(+) Immobilisations incorporelles et corporelles nettes 66 399 62 853
(+) Goodwill 12 864 12 854
(-) Goodwill Gaz de France - SUEZ et International Power (1) (7 229) (7 241)
(+) Créances IFRS 16 et IFRIC 12 3 348 2 521
(+) Participations dans des entreprises mises en équivalence 9 213 9 279
(-) Goodwill International Power (1) (39) (40)
(+) Actifs financiers dédiés à la couverture des provisions nucléaires (2) 9 984 6 626
(+) Marges Initiales (2) 1 276 1 741
(+) Créances commerciales et autres débiteurs 20 092 31 310
(-) Appels de marge (1) (3) (3 207) (5 405)
(+) Stocks 5 343 8 145
(+) Actifs de contrats 9 531 12 584
(+) Autres actifs courants et non courants 14 414 19 060
(+) Impôts différés (3 658) (4 379)
Neutralisation des impôts différés liés aux autres éléments recyclables de capitaux
(+) propres (1) (3) (745) (14)
(-) Provisions (32 593) (27 027)
(+) Pertes et gains actuariels en capitaux propres (nets d'impôts différés) (1) 1 500 1 058
(-) Fournisseurs et autres créanciers (22 976) (39 801)
(+) Appels de marge (1) (3) 3 269 6 351
(-) Passifs de contrats (4 053) (3 412)
(-) Autres passifs courants et non courants (21 777) (27 279)
CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS 60 957 59 782
(1) Ces éléments sont retraités des rubriques de l’état de la situation financière pour le calcul des capitaux engagés industriels.
(2) Pour rappel, le Groupe a fait évoluer la définition des capitaux engagés industriels au 1 er janvier 2023 afin d’y intégrer les actifs
financiers dédiés à la couverture des provisions nucléaires ainsi que les marges initiales («Initial Margins») requises par certaines
activités de marché.
(3) Les appels de marge inclus dans les rubriques «Créances commerciales et autres débiteurs» et «Fournisseurs et autres créanciers»
correspondent aux avances reçues ou versées dans le cadre des contrats de collatéralisation mis en place aux fins de gestion du
risque de contrepartie relatif aux transactions sur matières premières.



5.5 Cash flow des opérations (CFFO)

La réconciliation entre le cash flow des opérations (CFFO) et les rubriques de l’état de flux de trésorerie est la suivante :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt 14 407 12 415
Impôt décaissé (1 687) (1 504)
Variation du besoin en fonds de roulement 397 (2 424)
Intérêts reçus d'actifs financiers 118 (37)
Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres 9 18
Intérêts financiers versés (1 058) (822)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie 569 194
Nucléaire - dépenses de démantèlement des installations et retraitement, stockage du combustible 321 163
Variation des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement 15 188
(+) Variation bilantaire des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement et autres (15) (176)
CASH FLOW DES OPÉRATIONS (CFFO) 13 075 8 016




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NOTE 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE




5.6 Investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) et
investissements de croissance

La réconciliation entre les investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) et les rubriques de l’état de flux
de trésorerie se détaille comme suit :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Investissements corporels et incorporels 7 328 6 379
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis 1 392 289
(+) Trésorerie et équivalents de trésorerie acquis 204 14
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes 237 407
Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette 1 675 (175)
Variation des prêts et créances émis par l'entreprise et autres 1 585 2 877
(+) Autres ‐ (10)
(-) Impact des cessions réalisées dans le cadre des activités DBSO (1) (62) (472)
(-) Investissements financiers Synatom / Cessions d'actifs financiers Synatom (3 082) (1 822)
(+) Variation de périmètre - Acquisitions 1 338 371
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX) 10 614 7 858
(-) Investissements de maintenance (2 524) (2 373)
TOTAL INVESTISSEMENTS DE CROISSANCE 8 090 5 485
(1) Develop, Build, Share & Operate ; y compris financements Tax Equity reçus (cf. Note 22 «Besoin en fonds de roulement, stocks,
autres actifs et autres passifs»).


5.7 Endettement financier net

La réconciliation entre l’endettement financier net et les rubriques de l’état de la situation financière est la suivante :

En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
(+) Emprunts à long terme 14.2 & 14.3 37 920 28 083
(+) Emprunts à court terme 14.2 & 14.3 9 367 12 508
(+) Instruments financiers passifs 14.4 24 561 51 276
(-) Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières et autres éléments (23 973) (50 542)
(-) Autres actifs financiers 14.1 (16 987) (12 992)
(+) Prêts et créances au coût amorti non compris dans l'endettement financier net 8 891 6 720
(+) Instruments de capitaux propres à la juste valeur 2 124 1 495
(+) Instruments de dette à la juste valeur non compris dans l'endettement financier net 4 558 3 394
(-) Trésorerie et équivalents de trésorerie 14.1 (16 578) (15 570)
(-) Instruments financiers actifs 14.4 (21 245) (48 386)
(+) Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières et autres éléments 20 854 48 067
ENDETTEMENT FINANCIER NET 29 493 24 054




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NOTE 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE




5.8 Dette nette économique

La dette nette économique s’établit comme suit :

En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
ENDETTEMENT FINANCIER NET 14.3 29 493 24 054
Provisions pour gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire et démantèlement des installations
nucléaires 17 23 887 19 017
Autres passifs nucléaires (1) 17 816 ‐
Provisions pour démantèlement des installations hors nucléaires 17 1 384 1 330
Avantages postérieurs à l'emploi - Retraites 18 957 452
(-) Sociétés régulées d'infrastructures 253 272
Avantages postérieurs à l'emploi - Droits à remboursement 18 (242) (208)
Avantages postérieurs à l'emploi - Autres avantages 18 3 962 3 704
(-) Sociétés régulées d'infrastructures (2 578) (2 392)
Impôts différés actifs sur engagements de retraite et assimilés 11 (1 013) (812)
(-) Sociétés régulées d'infrastructures 541 490
Actifs de couverture des provisions nucléaires, stock d'uranium, et créances Electrabel envers EDF (1) 17 & 22 (10 944) (7 098)
DETTE NETTE ÉCONOMIQUE 46 517 38 808
(1) Suite aux accords avec le gouvernement belge sur la prolongation des réacteurs nucléaires Tihange 3 et Doel 4 et sur l’ensemble
des obligations liées aux déchets nucléaires, la dette nette économique intègre désormais l’ensemble des passifs nucléaires
existants, y compris les dettes et créances comptabilisées jusqu’alors en besoin en fonds de roulement. L’impact sur l’indicateur au
31 décembre 2022 aurait été une augmentation de la dette nette économique de l’ordre de 556 millions d’euros.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE




NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE

6.1 Secteurs opérationnels et secteurs reportables

ENGIE est organisé autour de :

• quatre Global Business Units (GBUs) représentant les quatre métiers clés du Groupe : GBU Renouvelables,
GBU Infrastructures, GBU Energy Solutions, et GBU FlexGen & Retail ;
• deux entités opérationnelles métier : Nucléaire et Global Energy Management & Sales («GEMS») ;
• et un ensemble Autres regroupant principalement les fonctions Corporate et certaines Holdings.

Les secteurs reportables sont identiques aux secteurs opérationnels, et correspondent aux activités des GBUs et entités
opérationnelles métiers.

• Renouvelables : regroupe l’ensemble des activités de production centralisée d’énergies renouvelables –
notamment le financement, la construction, l’exploitation et la maintenance d’installations renouvelables – qui
s’appuient sur l’exploitation de filières diverses telles que l’énergie hydroélectrique, l’éolien terrestre, le solaire
photovoltaïque, l’éolien en mer et le stockage par batterie associé à un actif renouvelable. L’énergie produite est
injectée sur le réseau et vendue soit sur le marché libre ou régulé, soit à des tiers au travers de contrats de vente
d’électricité.
• Infrastructures : englobe les activités et projets d’infrastructures électriques et gazières du Groupe. Ces activités
incluent la gestion et le développement (i) des réseaux de transport de gaz et d’électricité ainsi que des réseaux
de distribution de gaz naturel en Europe et à l’international, (ii) des stockages souterrains de gaz naturel en Europe
et (iii) des infrastructures de regazéification en France et au Chili. Au-delà des activités historiques de gestion des
infrastructures, son portefeuille d’actifs participe également aux enjeux de la décarbonation de l’énergie et de
verdissement des réseaux (intégration progressive de gaz verts, projets autour de l’hydrogène…).
• Energy Solutions : englobe les activités de construction et de gestion d’infrastructures énergétiques
décentralisées pour produire de l’énergie (réseaux de chaleur et de froid, centrales de production d’énergie
distribuée, parcs de production d’énergie solaire distribuée, mobilité bas-carbone, ville et éclairage public bas-
carbone…) et les services associés (efficacité énergétique, maintenance technique, conseil en développement
durable).
• FlexGen : comprend les activités permettant de compenser l’intermittence des énergies renouvelables grâce à
l’apport de flexibilité amont (production thermique flexible et stockage d’électricité, par pompage ou par batterie)
et de flexibilité aval (effacement ou déplacement de la consommation des clients BtoC). Elles apportent également
des solutions pour décarboner l’industrie avec l’hydrogène bas carbone. Le rôle de la GBU est clé dans la transition
énergétique. Elle comprend également le financement, la construction et l’exploitation d’usines de dessalement,
couplées ou non aux centrales de production d’électricité.
• Retail : englobe l’ensemble des activités de commercialisation de gaz et d’électricité aux clients finaux particuliers.
Elle intègre également l’ensemble des activités de services à destination des clients résidentiels.
• Nucléaire : englobe l’ensemble des activités de production nucléaire du Groupe avec un parc de sept réacteurs
en Belgique (quatre à Doel et trois à Tihange) dont cinq en activité et de droits de tirage en France.
• Autres regroupe les activités de GEMS ainsi que du Corporate et des holdings. L’entité opérationnelle métier
GEMS est en charge au niveau mondial de l’approvisionnement en énergie ainsi que de la gestion des risques et
de l’optimisation des actifs sur les marchés. Elle vend de l’énergie aux entreprises, et propose des services et
solutions de gestion de l'énergie pour soutenir la décarbonation du Groupe et de ses clients.




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67
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NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE




6.2 Indicateurs clés par secteur reportable

CHIFFRE D’AFFAIRES

31 déc. 2023 31 déc. 2022 (1)
En millions d'euros Hors Groupe Groupe Total Hors Groupe Groupe Total
Renouvelables 5 512 172 5 684 6 216 136 6 352
Infrastructures 6 873 1 032 7 905 6 961 961 7 922
Energy Solutions 11 033 381 11 414 11 441 262 11 703
FlexGen 5 264 2 508 7 772 7 126 1 144 8 271
Retail 16 443 367 16 810 16 810 534 17 344
Nucléaire 118 2 325 2 444 35 2 653 2 688
Autres 37 322 6 808 44 129 45 277 2 007 47 283
Dont GEMS (2) 37 221 6 776 43 997 45 137 1 979 47 115
Élimination des transactions internes (13 593) (13 593) (7 697) (7 697)
TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES 82 565 ‐ 82 565 93 865 ‐ 93 865
(1) Certains reclassements internes, qui n’ont pas d’impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 1 er janvier 2023. Les
principaux reclassements internes concernent le transfert d’EV Box des activités Energy Solutions vers Autres.
(2) Dont environ -6,3 milliards d’euros d’effet prix par rapport à 2022.



EBITDA

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 (1)
Renouvelables 2 665 2 202
Infrastructures 4 151 4 212
Energy Solutions 868 985
FlexGen 1 929 2 235
Retail 821 259
Autres 3 297 2 310
Dont GEMS 3 829 2 837
TOTAL EBITDA hors Nucléaire 13 732 12 204
Nucléaire 1 285 1 510
TOTAL EBITDA 15 017 13 713
(1) Certains reclassements internes, qui n’ont pas d’impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 1 er janvier 2023. Les
principaux reclassements internes concernent le transfert d’EV Box des activités Energy Solutions vers Autres.



EBIT

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 (1)
Renouvelables 2 005 1 627
Infrastructures 2 265 2 371
Energy Solutions 386 523
FlexGen 1 513 1 768
Retail 569 (6)
Autres 2 741 1 736
Dont GEMS 3 551 2 618
TOTAL EBIT hors Nucléaire 9 479 8 019
Nucléaire 605 1 026
TOTAL EBIT 10 084 9 045
(1) Certains reclassements internes, qui n’ont pas d’impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 1 er janvier 2023. Les
principaux reclassements internes concernent le transfert d’EV Box des activités Energy Solutions vers Autres.




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QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Renouvelables 203 217
Infrastructures 446 323
Energy Solutions 22 118
FlexGen 355 397
Retail ‐ ‐
Nucléaire ‐ ‐
Autres 40 4
Dont GEMS 32 (1)
TOTAL QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 1 066 1 059


Les contributions des entreprises associées et des coentreprises dans la quote-part du résultat net des entreprises mises
en équivalence s’élèvent respectivement à 486 millions d’euros et 580 millions d’euros au 31 décembre 2023 (contre
400 millions d’euros et 659 millions d’euros au 31 décembre 2022).

CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Renouvelables 20 001 16 588
Infrastructures 25 198 25 221
Energy Solutions 7 593 7 575
FlexGen 9 289 8 091
Retail 390 1 023
Nucléaire (11 210) (9 855)
Autres 9 696 11 139
Dont GEMS 6 596 9 060
TOTAL CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS 60 957 59 782


INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 (1)
Renouvelables 4 130 3 333
Infrastructures 2 173 2 322
Energy Solutions 1 102 864
FlexGen 2 135 481
Retail 247 270
Nucléaire 174 229
Autres 652 360
Dont GEMS 182 149
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX) 10 614 7 858
(1) Certains reclassements internes, qui n’ont pas d’impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 1 er janvier 2023. Les
principaux reclassements internes concernent le transfert d’EV Box des activités Energy Solutions vers Autres.


CAPEX DE CROISSANCE

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 (1)
Renouvelables 3 966 3 202
Infrastructures 839 1 087
Energy Solutions 897 694
FlexGen 1 843 220
Retail 160 173
Nucléaire 19 1
Autres 368 108
Dont GEMS 82 63
TOTAL CAPEX DE CROISSANCE 8 091 5 485
(1) Certains reclassements internes, qui n’ont pas d’impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 1 er janvier 2023. Les
principaux reclassements internes concernent le transfert d’EV Box des activités Energy Solutions vers Autres.




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69
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE




6.3 Indicateurs clés par zone de commercialisation / d’implantation

Les indicateurs ci-dessous sont ventilés :

• par zone de commercialisation pour le chiffre d’affaires ;
• par zone d’implantation des sociétés consolidées pour les capitaux engagés industriels.


Chiffre d'affaires Capitaux engagés industriels
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022 31 déc. 2023 31 déc. 2022
France 36 676 34 248 32 802 33 912
Belgique 8 408 12 705 (9 259) (7 575)
Autres Union européenne 18 303 22 687 9 713 9 261
Autres pays d'Europe 4 480 4 202 1 991 1 610
Amérique du Nord 5 329 6 133 8 989 7 264
Asie, Moyen-Orient et Océanie 4 366 8 875 3 830 3 667
Amérique du Sud 4 715 4 778 11 212 11 095
Afrique 289 237 1 679 548
TOTAL 82 565 93 865 60 957 59 782



La variété des métiers du Groupe et de leur localisation géographique entraîne une grande diversité de situations et de
natures de clientèles (industries, collectivités locales et particuliers). De ce fait, aucun client externe du Groupe ne
représente à lui seul 10% ou plus du chiffre d’affaires consolidé du Groupe.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
70
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 7 VENTES




NOTE 7 VENTES

7.1 Chiffre d’affaires

Principes comptables

Le chiffre d’affaires sur contrats commerciaux est relatif aux contrats entrant dans le champ de la norme IFRS 15 -
Produits des activités ordinaires tirés de contrats conclus avec des clients. Il est comptabilisé lorsque le client obtient
le contrôle des biens ou des services vendus, pour une somme qui reflète ce que l’entité s’attend à recevoir pour ces
biens et services.

Ainsi, l’analyse contractuelle des contrats de vente du Groupe a conduit à appliquer les principes suivants de
reconnaissance du chiffre d’affaires :

• Gaz, électricité et autres énergies
Le chiffre d’affaires sur ces ventes est comptabilisé lorsque l’énergie est livrée au client particulier, professionnel
ou industriel.
Les livraisons d’énergie sont suivies en temps réel ou de manière différée pour certains clients faisant l’objet
d’une relève de compteurs en cours d’exercice comptable, auquel cas il est nécessaire d’estimer à la clôture la
part du chiffre d’affaires non relevée dite «en compteur».

• Infrastructures gazières, électriques et autres énergies
Le chiffre d’affaires réalisé par les gestionnaires d’infrastructures gazières et électriques sur leurs prestations
de mise à disposition de capacités de transport, de distribution ou de stockage, est comptabilisé linéairement
sur la durée des contrats.
Dans les pays où le Groupe est commercialisateur (fournisseur) d’énergie sans en être le distributeur ou le
transporteur, principalement en France et en Belgique, une analyse des contrats de fourniture d’énergie et du
cadre réglementaire est faite pour déterminer si le chiffre d’affaires doit être comptabilisé net des coûts
d’acheminement facturés aux clients, en application des dispositions d’IFRS 15.
Cette analyse peut conduire le Groupe à exercer son jugement pour déterminer si le commercialisateur agit en
tant qu’agent ou principal pour les prestations de distribution et/ou de transport de l’électricité et du gaz
refacturées au client. Les principaux critères utilisés par le Groupe pour exercer son jugement et conclure, dans
certains pays, au rôle d’agent du fournisseur à l’égard du gestionnaire d’infrastructures sont : la responsabilité
première de l’exécution de la prestation d’acheminement, de même que celle d’engagement de réservation de
capacité auprès du gestionnaire d’infrastructures, ainsi que la latitude dans la fixation du prix de la prestation
d’acheminement.

• Constructions, installations, exploitation et maintenance
Le chiffre d’affaires des activités de constructions et d’installations concerne essentiellement des actifs,
construits sur les sites de clients, tels que des unités de cogénération, des chaudières ou d’autres actifs liés à
l’efficacité énergétique dès lors que les contrats correspondants sont dans le champ de la norme IFRS 15. Le
chiffre d’affaires réalisé sur ces travaux de constructions et d’installations est habituellement comptabilisé à
l’avancement sur la base des coûts engagés.
Dans le cadre des contrats d’exploitation et de maintenance, le Groupe est généralement responsable de
l’exécution de prestations qui doivent permettre d’assurer la disponibilité d’installations de production d’énergie.
La réalisation de ces prestations se fait de manière progressive et le revenu concerné est comptabilisé à
l’avancement sur la base des coûts engagés.

Si l’analyse contractuelle ne permet pas de conclure que le contrat est dans le champ d’IFRS 15, le chiffre d’affaires
est alors présenté en chiffre d’affaires hors IFRS 15.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
71
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 7 VENTES




Le chiffre d’affaires réalisé sur des opérations hors du champ d’application d’IFRS 15 est présenté dans la colonne
«Autres» et comprend notamment les revenus de trading, de locations et de concessions, de même que, le cas échéant,
la composante financière des prestations opérationnelles et les effets au titre des mécanismes de bouclier tarifaire.




La ventilation du chiffre d’affaires se présente comme suit :

Ventes de
Ventes services liés Constructions,
d'électricité et aux installations, et
En millions d'euros Ventes de gaz autres énergies infrastructures O&M Autres 31 déc. 2023
Renouvelables ‐ 5 010 106 261 135 5 512
Infrastructures 138 5 6 068 434 228 6 873
Energy Solutions 268 4 163 88 6 434 80 11 033
FlexGen 92 4 332 274 400 166 5 264
Retail 7 631 6 229 82 1 003 1 497 16 443
Nucléaire ‐ 4 7 28 79 118
Autres 13 943 19 619 246 142 3 372 37 322
Dont GEMS 13 943 19 619 241 46 3 372 37 221
TOTAL CHIFFRES D'AFFAIRES 22 072 39 362 6 872 8 703 5 557 82 565


La variation importante des prix du gaz naturel et de l’électricité a conduit certains gouvernements à introduire et reconduire
un dispositif de «bouclier tarifaire» sur le gaz naturel et l’électricité, notamment en France et en Roumanie.

Les dispositifs ayant l’impact le plus significatif sur les états financiers consolidés du Groupe sont ceux introduits par le
gouvernement français pour le gaz naturel et l’électricité. La loi de finances pour 2023 (loi n° 2022-1726 du
30 décembre 2022) a reconduit et modifié les dispositifs de bouclier tarifaire pour le gaz (jusqu’au 30 juin 2023) et pour
l’électricité (jusqu’au 31 janvier 2024). Les pertes de recettes supportées par ENGIE constituent des charges imputables
aux obligations de service public et font l’objet d’une compensation garantie par l’État calculée selon les modalités
d’applications publiées par la Commission de Régulation de l’Energie.

Ces effets sont inclus dans la colonne «Autres» («Chiffre d’affaires hors IFRS 15») des activités de «Retail»
principalement.


Ventes de
Ventes services liés Constructions,
d'électricité et aux installations, et
En millions d'euros Ventes de gaz autres énergies infrastructures O&M Autres 31 déc. 2022
Renouvelables ‐ 5 797 88 242 89 6 216
Infrastructures 232 1 6 021 478 230 6 961
Energy Solutions 246 4 713 96 6 424 73 11 552
FlexGen 22 4 522 1 601 396 588 7 129
Retail 7 793 5 372 153 958 2 534 16 810
Nucléaire ‐ 5 8 24 (3) 35
Autres 21 405 19 595 170 70 3 923 45 163
Dont GEMS 21 405 19 595 170 45 3 923 45 137
TOTAL CHIFFRES D'AFFAIRES 29 697 40 004 8 135 8 593 7 435 93 865




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 7 VENTES




7.2 Créances commerciales et autres débiteurs, actifs et passifs de
contrats

Principes comptables

Lors de leur comptabilisation initiale, le Groupe évalue les créances commerciales à leur prix de transaction au sens
de la norme IFRS 15.

Les actifs de contrats regroupent les montants auxquels l’entité a droit en échange de biens ou de services qu’elle a
déjà fournis à un client mais pour lesquels le paiement n’est pas encore exigible ou est subordonné à la réalisation
d’une condition particulière prévue au contrat. Lorsqu’un montant devient exigible, il est transféré au compte de créance.

Une créance client est comptabilisée dès que l’entité a un droit inconditionnel à percevoir un paiement. Ce droit
inconditionnel existe dès l’instant où seul l’écoulement du temps rend le paiement exigible.

Les passifs de contrats regroupent les montants perçus par l’entité en rémunération de biens ou de services qu’elle n’a
pas encore fournis au client. Le passif de contrat est soldé par la constatation du chiffre d’affaires.

Les créances commerciales et autres débiteurs de même que les actifs de contrats font l’objet d’un test de dépréciation
conformément aux dispositions de la norme IFRS 9 sur les pertes de crédit attendues.

Le modèle de dépréciation des actifs financiers est basé sur la méthode des pertes de crédit attendues. Pour calculer
les pertes de valeur attendues, le Groupe retient une matrice de provisionnement pour les créances commerciales et
les actifs de contrats dont l’évolution du risque de crédit est suivie sur une base de portefeuille. L'évolution du risque de
crédit des grands clients et autres grandes contreparties est suivie sur une base individuelle.

Il convient de se reporter à la Note 15 «Risques liés aux instruments financiers» en ce qui concerne l’appréciation par
le Groupe du risque de contrepartie.




7.2.1 Créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrats

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Créances commerciales et autres débiteurs 20 092 31 310
Dont IFRS 15 8 083 7 587
Dont non-IFRS15 12 009 23 723
Actifs de contrats 9 531 12 584
Produits à recevoir et factures à établir 6 989 9 513
Gaz et électricité en compteur (1) 2 542 3 071
(1) Net des acomptes reçus.

Au 31 décembre 2023, les actifs de contrats les plus significatifs concernent essentiellement GEMS
(3 766 millions d’euros), Energy Solutions (2 516 millions d’euros) et Retail (1 922 millions d’euros).

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Dépréciation et Dépréciation et
perte de valeur perte de valeur
En millions d'euros Brut attendues Net Brut attendues Net
Créances commerciales et autres
débiteurs 22 160 (2 068) 20 092 33 282 (1 973) 31 310
Actifs de contrats 9 558 (27) 9 531 12 632 (48) 12 584
TOTAL 31 718 (2 095) 29 623 45 914 (2 020) 43 894




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
73
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 7 VENTES




Gaz et électricité en compteur

Pour les segments de clientèle qui font l’objet d’une relève de compteurs en cours d’exercice comptable, le gaz livré mais
non encore relevé à la clôture est estimé à partir d’historiques, de statistiques de consommation et d’estimations de prix
de vente.

Pour les ventes sur des réseaux utilisés par des opérateurs multiples, le Groupe est tributaire de l’allocation des volumes
d’énergie transitant sur les réseaux, réalisée par les gestionnaires des réseaux. Les allocations définitives n’étant parfois
connues qu’avec plusieurs mois de retard, il en résulte une marge d’incertitude sur le chiffre d’affaires réalisé. Toutefois,
le Groupe a développé des outils de mesure et de modélisation qui permettent d’estimer le chiffre d’affaires avec un degré
de fiabilité satisfaisant et de vérifier a posteriori que les risques d’erreur dans l’estimation des quantités vendues et du
chiffre d’affaires correspondant peuvent être considérés comme non significatifs.

En France et en Belgique, le «gaz en compteur» est déterminé sur la base d’une méthode directe prenant en compte une
estimation de la consommation des clients, en fonction de leur dernière facture ou de leur dernière relève non facturée,
homogène avec l’allocation du gestionnaire de réseau de distribution sur la même période. Il est valorisé au prix moyen
de l’énergie. Le prix moyen utilisé tient compte de la catégorie de clientèle et de l’ancienneté du gaz en compteur.
La quote-part de chiffre d’affaires non facturée à la date de clôture est sensible aux hypothèses de volumes et de prix
moyens retenues.

L’«électricité en compteur» est également déterminée sur la base d’une méthode d’allocation directe similaire à celle
utilisée pour le gaz en tenant compte toutefois des spécificités liées aux consommations d’électricité. En ce qui concerne
sa valorisation elle se fait également client par client ou par typologie de clients.

Au 31 décembre 2023, le chiffre d’affaires réalisé et non relevé (énergie en compteur) – principalement sur la France et la
Belgique – s’élève 5 279 millions d’euros (contre 5 883 millions d’euros au 31 décembre 2022).

7.2.2 Passifs de contrats

31 déc. 2023 31 déc. 2022
En millions d'euros Non courant Courant Total Non courant Courant Total
Passifs de contrats 93 3 960 4 053 121 3 292 3 412
Avances et acomptes reçus 23 2 998 3 020 53 2 201 2 253
Produits constatés d'avance 71 963 1 033 68 1 091 1 159



Au 31 décembre 2023, les Global Business Units ayant des passifs de contrats les plus importants sont Retail
(1 563 millions d’euros) et Energy Solutions (1 638 millions d’euros).

7.3 Chiffre d’affaires relatif aux obligations de performance restant à
réaliser

Le chiffre d’affaires relatif aux obligations de performance partiellement réalisées au 31 décembre 2023 s’élève à
867 millions d’euros et concerne essentiellement Energy Solutions (849 millions d’euros) qui concentre un volume
important de contrats de construction, installation, et maintenance pour lesquels le chiffre d’affaires est reconnu à
l’avancement.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
74
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 CHARGES OPÉRATIONNELLES




NOTE 8 CHARGES OPÉRATIONNELLES

Principes comptables

Les charges opérationnelles comprennent :

• les achats et dérivés à caractère opérationnel englobant :

− les achats de matières premières et coûts associés (infrastructures, transport, stockage…),
− l’effet réalisé, ainsi que le changement de juste valeur (MtM), des transactions sur matières premières, avec
ou sans livraison physique, entrant dans le champ d’application d’IFRS 9 – Instruments financiers et qui ne
sont qualifiées ni de négoce, ni de couverture. Ces contrats sont mis en place dans le cadre de couvertures
économiques de transactions opérationnelles dans le secteur de l’énergie ;

• les achats de services et autres tels que les charges de sous-traitance et d’intérimaires, les charges de location
(contrats de location à court terme, dont l’actif sous-jacent est de faible valeur et ceux dont la charge est
variable), les charges de concessions… ;
• les charges de personnel ;
• les amortissements, dépréciations et provisions ;
• les impôts et taxes d’exploitation.




8.1 Achats et dérivés à caractère opérationnel

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Achats, et autres charges et produits sur dérivés opérationnels non qualifiés de trading (1) (49 650) (67 676)
Achats de services et autres (2) (7 342) (6 860)
ACHATS ET DÉRIVÉS À CARACTÈRE OPÉRATIONNEL (56 992) (74 535)
(1) Dont un produit net au 31 décembre 2023 de 2 430 millions d’euros au titre du MtM sur instruments financiers à caractère
opérationnel (contre une charge nette de 3 661 millions d’euros au 31 décembre 2022), notamment sur certaines positions de
couverture économique gaz et électricité non documentées en couverture de flux de trésorerie.
(2) Dont 75 millions d’euros de charges de location non incluses dans la dette de location IFRS 16 (contre 56 millions d’euros au
31 décembre 2022).

La diminution des achats et dérivés à caractère opérationnel est principalement liée aux variations des prix des matières
premières sur la période.

8.2 Charges de personnel

En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Avantages à court terme (7 688) (7 623)
Paiements fondés sur des actions 19 (47) (104)
Charges liées aux plans à prestations définies 18.3.4 (322) (261)
Charges liées aux plans à cotisations définies 18.4 (92) (91)
CHARGES DE PERSONNEL (8 149) (8 078)




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
75
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 CHARGES OPÉRATIONNELLES




8.3 Amortissements, dépréciations et provisions

En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Dotations aux amortissements 13 (4 886) (4 576)
Variation nette des dépréciations sur stocks, créances commerciales et autres actifs (203) (768)
Variation nette des provisions 17 178 157
AMORTISSEMENTS, DÉPRÉCIATIONS ET PROVISIONS (4 911) (5 187)



Au 31 décembre 2023, les dotations aux amortissements se répartissent entre 1 124 millions d’euros de dotations sur
immobilisations incorporelles et 3 762 millions d’euros de dotations sur immobilisations corporelles.

8.4 Impôts et taxes

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
IMPÔTS ET TAXES (2 627) (3 380)



Les impôts et taxes au 31 décembre 2023 comprennent la taxe nucléaire belge et le plafonnement de la rente
inframarginale de la production d'électricité pour un montant de 969 millions d’euros dont 329 millions d’euros au titre de
la taxe nucléaire (contre respectivement environ 1 348 millions d’euros et 917 millions d’euros au 31 décembre 2022). Par
ailleurs, en 2022, le Groupe avait comptabilisé une charge au titre de la taxe exceptionnelle sur le secteur énergétique
décidée par les autorités italiennes pour 308 millions d’euros (la contribution temporaire de solidarité italienne était, quant
à elle, comptabilisée en impôts sur le résultat et s’élevait à 132 millions d’euros).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
76
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 9 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




NOTE 9 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS
OPÉRATIONNELLES

Principes comptables

Les autres éléments du Résultat des activités opérationnelles (RAO) comprennent :

• Les «Pertes de valeur». Cette rubrique comprend les pertes de valeur sur les goodwill, les autres
immobilisations incorporelles et immobilisations corporelles, les participations dans les entités comptabilisées
selon la méthode de la mise en équivalence ;

• Les «Restructurations». Il s’agit des coûts correspondant à un programme planifié et contrôlé par le
management, qui modifie de façon significative le champ d’activité de l’entreprise, ou la manière dont cette
activité est gérée, conformément aux critères prévus par IAS 37 ;

• Les «Effets de périmètre». Cette ligne regroupe :

− les coûts directs d’acquisition en cas de prise de contrôle,
− les effets des réévaluations, à la juste valeur à la date d’acquisition, des intérêts précédemment détenus en
cas d’acquisitions par étapes,
− les variations ultérieures de juste valeur des compléments de prix,
− les résultats de cessions de participations qui conduisent à un changement de méthode de consolidation
ainsi que, le cas échéant, les effets des réévaluations des intérêts conservés - à l’exception des résultats
dégagés dans le cadre de modèles «Develop, Build, Share & Operate» (DBSO) ou «Develop, Share, Build
& Operate» (DSBO), reposant sur la rotation continue des capitaux employés, qui, sous réserve que certains
critères soient remplis (notamment sur la récurrence des transactions), sont enregistrés en résultat
opérationnel courant.

• Les «Autres éléments non récurrents». Cette ligne intègre les autres éléments présentant un caractère
inhabituel, anormal ou peu fréquent.



9.1 Pertes de valeur

En millions d'euros Notes 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Pertes de valeur :
Goodwill 13.1 (94) ‐
Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles 13.2 & 13.3 (1 587) (2 306)
Participations dans les entreprises mises en équivalence et provisions s'y rattachant (72) (536)
TOTAL DES PERTES DE VALEUR D'ACTIFS (1 753) (2 841)
Reprises de pertes de valeur :
Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles 435 67
TOTAL DES REPRISES DE PERTES DE VALEUR 435 67
TOTAL (1 318) (2 774)




9.1.1 Pertes de valeur comptabilisées en 2023

Les pertes de valeur comptabilisées au 31 décembre 2023 s’élèvent à 1 318 millions d’euros et concernent notamment :

• des actifs de production d’énergies renouvelables en Amérique du Nord (714 millions d’euros), en raison de
difficultés opérationnelles très spécifiques liées à la performance de turbines sur un actif éolien et de la diminution
des prix de marché long terme affectant plus particulièrement certains projets exposés au marché SPP. À noter




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
77
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 9 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




que pour ces projets, la baisse des prix de marché a impacté positivement la juste valeur des contrats VPPA
(«Virtual Power Purchase Agreement») pour environ +0,3 milliard d’euros, ces changements de «mark-to-market»,
sur la période par ces contrats, étant comptabilisés en charges opérationnelles (cf. Note 8.1 «Achats et dérivés à
caractère opérationnel») ;
• des actifs de production thermique charbon en Amérique du Sud dont le Groupe a décidé l’accélération de la fin
d’exploitation à compter de fin 2025, conformément au plan de décarbonation du Groupe (515 millions d’euros) ;
• d’autres actifs de production ou de support pour des montants moins significatifs pris individuellement.

Par ailleurs, au terme de la procédure de révision initiée par la Commission des provisions nucléaires (CPN) en septembre
2022, le scénario industriel et l’ensemble des hypothèses techniques et financières ont été approuvés le 7 juillet 2023. Il
en résulte une diminution de la provision pour démantèlement à hauteur de 646 millions d’euros (cf. Note 17 «Provisions»),
en contrepartie d’une diminution des actifs de démantèlement. Compte tenu des pertes de valeur comptabilisées sur
certains de ces actifs au terme de l’exercice précédent, une reprise de perte de valeur a été actée à concurrence de
400 millions d’euros en 2023.

Ces dépréciations concernent principalement les immobilisations corporelles et incorporelles. Compte tenu des effets
d’impôts différés et de la part des pertes de valeur imputables aux participations ne donnant pas le contrôle, l’impact de
ces pertes de valeur sur le résultat net part du Groupe 2023 s’établit à 642 millions d’euros.

À l’exception des effets résultant des décisions de sortie des actifs non stratégiques, aucun actif non financier ne s’est déprécié du
fait de mesures visant à prévenir ou à atténuer les risques climatiques ou encore à atteindre l’objectif net zéro carbone à horizon
2045.

Les tests de pertes de valeur sont réalisés selon les modalités présentées dans la Note 13.4.

9.1.2 Pertes de valeur comptabilisées en 2022

Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 31 décembre 2022 s’élevaient à 2 774 millions d’euros et se rapportaient
principalement à :

• la prise en compte des effets de la révision triennale des provisions nucléaires sur les actifs à reconnaître en
contrepartie des provisions pour le démantèlement des centrales ;
• les effets de la poursuite du programme de sortie des activités charbon ;
• les conséquences des négociations initiées ou finalisées sur l’exercice en lien avec des renégociations de contrats
PPA ou de cessions d’actifs non stratégiques.

9.2 Restructurations

Les charges de restructurations, d’un montant total de 47 millions d’euros au 31 décembre 2023 (contre
230 millions d’euros au 31 décembre 2022) comprennent essentiellement, en 2023 et 2022, des coûts liés à des plans de
réduction d’effectifs et d’adaptation au contexte économique, à des arrêts ou cessions d’exploitation, à la fermeture ou
restructuration de certains sites ainsi que divers autres coûts de restructurations.

9.3 Effets de périmètre

Au 31 décembre 2023, les effets de périmètre s’élèvent à -85 millions d’euros et se rapportent principalement à la cession
d’une centrale thermique au Brésil pour -47 millions d’euros.

Au 31 décembre 2022, les effets de périmètre s’élevaient à 91 millions d’euros et comprenaient principalement :

• un résultat de 280 millions d’euros relatif aux cessions de parts détenues dans Gaztransport et Technigaz (GTT)
pour un total représentant environ 24,6% de son capital social. Ce résultat inclut les effets de la conversion quasi
intégrale de l’obligation échangeable émise par le Groupe en juin 2021 ;
• un résultat de 111 millions d’euros lié à la cession d’actifs renouvelables de géothermie en Indonésie ;




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
78
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 9 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




• un résultat de -127 millions d’euros lié à la cession d’activités Energy Solutions en Afrique et en France ;
• un résultat de -110 millions d’euros lié à un rachat de parts dans des actifs renouvelables en Inde assorti
d’obligations de refinancement réalisées en 2023 ;
• un résultat de -63 millions d’euros lié à diverses cessions non significatives individuellement.



9.4 Autres éléments non récurrents

Les autres éléments non récurrents s’élèvent à -4 945 millions d’euros au 31 décembre 2023 et intègrent, pour
-4 750 millions d’euros, les effets de la révision des provisions nucléaires pour tenir compte de l’accord intervenu avec le
gouvernement belge le 29 juin 2023, devenu liant suite à la signature des compléments aux accords initiaux le
21 juillet 2023 et dont la mise en œuvre a été précisée par les accords transactionnels («transaction documents») signés
le 13 décembre 2023 (cf. Note 17 «Provisions»). Ce montant comprend le complément de provisions constitué au titre de
l’accord (-5,1 milliards d’euros), diminués des effets de la comptabilisation de la créance relative à la part des partenaires
d’Electrabel dans certaines centrales (+0,4 milliard d’euros).

Les autres éléments non récurrents comprennent également les effets de la mise à jour de la provision de démantèlement
et de réhabilitation de site d’Hazelwood en Australie pour environ 90 millions d’euros.

Les autres éléments non récurrents au 31 décembre 2022, d’un montant total de -1 328 millions d’euros, comprenaient
principalement :

• un résultat de -979 millions d’euros relatif à la révision triennale des provisions pour la gestion de l’aval du cycle
nucléaire ;
• un résultat de -205 millions d’euros lié à des provisions constituées pour couvrir des obligations de dépollution de
sites en France ;
• un résultat de -161 millions d’euros lié à des mises au rebut d’immobilisations incorporelles et corporelles
principalement en France.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
79
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 10 RÉSULTAT FINANCIER




NOTE 10 RÉSULTAT FINANCIER

31 déc. 31 déc.
En millions d'euros Charges Produits 2023 Charges Produits 2022
Charges d'intérêts de la dette brute et des couvertures (1 708) - (1 708) (1 104) - (1 104)
Coût des dettes de location (105) ‐ (105) (73) ‐ (73)
Résultat de change sur dettes financières et couvertures (10) ‐ (10) (28) ‐ (28)
Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur ‐ ‐ ‐ ‐ 7 7
Résultat sur trésorerie et équivalents de trésorerie, et instruments liquides
de dette - 596 596 - 197 197
Coûts d'emprunts capitalisés 268 - 268 109 - 109
Coût de la dette (1 557) 596 (961) (1 097) 205 (893)
Soultes décaissées lors du débouclage de swaps ‐ - ‐ (9) - (9)
Extourne de la juste valeur négative de ces dérivés débouclés par
anticipation ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Résultat sur opérations de refinancement anticipé ‐ 8 8 ‐ 55 55
Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements
anticipés d'instruments financiers dérivés ‐ 8 8 (9) 55 46
Charges d'intérêts nets sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres
avantages à long terme (161) ‐ (161) (92) ‐ (92)
Désactualisation des autres provisions à long terme (772) ‐ (772) (617) ‐ (617)
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de
couverture, résultat des déqualifications et inefficacité de couvertures
économiques sur autres éléments financiers (15) ‐ (15) (5) ‐ (5)
Résultat des instruments de dette et des instruments de capitaux propres (238) ‐ (239) (1 295) 36 (1 258)
Produits d'intérêts sur prêts et créances au coût amorti ‐ 106 106 ‐ 69 69
Autres (596) 467 (130) (585) 332 (253)
Autres produits et charges financiers (1 783) 573 (1 210) (2 594) 438 (2 156)
RÉSULTAT FINANCIER (3 340) 1 177 (2 163) (3 700) 697 (3 003)



En 2023, le coût moyen de la dette brute après impact des dérivés s’élève à 4,31% contre 2,73% au 31 décembre 2022.

Le résultat des instruments de dette et de capitaux propres d’un montant de -239 millions d’euros comprend principalement
le résultat des obligations et des OPCVM détenus par Synatom pour -149 millions d’euros (cf. Note 17.2.4 «Actifs
financiers dédiés à la couverture des dépenses futures de démantèlements des installations et de gestion des matières
fissiles irradiées»).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
80
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 11 IMPÔTS




NOTE 11 IMPÔTS

Principes comptables

Le Groupe calcule ses impôts sur le résultat conformément aux législations fiscales en vigueur dans les pays où les
résultats sont taxables.

Conformément à IAS 12, les différences temporelles entre les valeurs comptables des actifs et des passifs dans les
comptes consolidés et leurs valeurs fiscales, donnent lieu à la constatation d’un impôt différé selon la méthode du report
variable en utilisant les taux d’impôt adoptés ou quasi adoptés à la date de clôture. Cependant, selon les dispositions
d’IAS 12, aucun impôt différé n’est comptabilisé pour les différences temporelles générées par un goodwill dont la perte
de valeur n’est pas déductible ou par la comptabilisation initiale d’un actif ou d’un passif dans une transaction qui n’est
pas un regroupement d’entreprises et n’affecte ni le bénéfice comptable, ni le bénéfice imposable à la date de
transaction. Par ailleurs, un actif d’impôt différé n’est comptabilisé que s’il est probable qu’un bénéfice imposable, sur
lequel les différences temporelles déductibles pourront être imputées, sera disponible.

Un passif d’impôt différé est comptabilisé pour toutes les différences temporelles imposables liées à des participations
dans les filiales, entreprises associées, coentreprises et investissements dans les succursales sauf si le Groupe est en
mesure de contrôler la date à laquelle la différence temporelle s’inversera et s’il est probable qu’elle ne s’inversera pas
dans un avenir prévisible.

Les soldes d’impôts différés sont déterminés sur la base de la situation fiscale de chaque société ou du résultat
d’ensemble des sociétés comprises dans le périmètre d’intégration fiscale considéré et sont présentés à l’actif ou au
passif de l’état de la situation financière pour leur position nette par entité fiscale.

Les impôts différés sont revus à chaque arrêté pour tenir compte notamment des incidences des changements de
législation fiscale et des perspectives de recouvrement des différences temporelles déductibles.

Les actifs et passifs d’impôt différé ne sont pas actualisés.

Les effets d’impôt relatifs aux coupons versés sur les titres super-subordonnés à durée indéterminée sont présentés en
résultat.




11.1 Charge d’impôt dans le compte de résultat

11.1.1 Ventilation de la charge d’impôt dans le compte de résultat

La charge d’impôt comptabilisée en résultat de l’exercice s’élève à 1 031 millions d’euros (contre un produit d’impôt de
83 millions d’euros en 2022). La ventilation de cette charge d’impôt s’établit comme suit :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Impôt exigible (833) (1 762)
Impôt différé (198) 1 845
CHARGE TOTALE D'IMPÔT COMPTABILISÉE EN RÉSULTAT (1 031) 83




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
81
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 11 IMPÔTS




11.1.2 Charge d’impôt théorique et charge d’impôt comptabilisée

La réconciliation entre la charge d’impôt théorique du Groupe et la charge d’impôt effectivement comptabilisée est
présentée dans le tableau suivant :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Résultat net 2 903 390
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 993 523
Résultat après impôt des activités non poursuivies ‐ 2 183
Impôt sur les bénéfices (1 031) 83
Résultat avant impôt des sociétés intégrées (A) 2 941 (2 400)
Dont sociétés françaises intégrées 1 532 (2 130)
Dont sociétés étrangères intégrées 1 409 (270)
Taux d'impôt normatif de la société mère (B) 25,8% 25,8%
PRODUIT/(CHARGE) D'IMPÔT THÉORIQUE (C) = (A) X (B) (759) 620
Eléments de passage entre le produit/(charge) d'impôt théorique et la charge d'impôt inscrite au
compte de résultat
Différence entre le taux d'impôt normal applicable pour la société mère et le taux d'impôt normal
applicable dans les juridictions françaises et étrangères (14) (8)
Différences permanentes (1) (120) (313)
Éléments taxés à taux réduit ou nul (2) (22) 427
Compléments d'impôt (3) (60) (327)
Effet de la non reconnaissance d'actifs d'impôt différé sur les déficits fiscaux reportables et les autres
différences temporelles déductibles (4) (430) (940)
Reconnaissance ou consommation de produits d'impôt sur les déficits fiscaux reportables et les
autres différences temporelles déductibles antérieurement non reconnus (5) 93 643
Effet des changements de taux d'impôt (6) 8 (37)
Crédits d'impôt et autres réductions d'impôt (7) 360 20
Autres (8) (86) (1)
CHARGE D'IMPÔT INSCRITE AU COMPTE DE RÉSULTAT (1 031) 83
(1) Comprend principalement les pertes de valeur non fiscalisées sur goodwill, les charges opérationnelles réintégrées et la déduction
des charges d’intérêts sur les dettes hybrides.
(2) Comprend notamment les plus-values sur cessions de titres non taxées ou taxées à taux réduit dans certaines juridictions fiscales,
l’incidence des régimes fiscaux spécifiques appliqués à certaines entités, les pertes de valeur et moins-values non déductibles sur
les titres de participation, ainsi que l’effet des résultats non taxés des réévaluations des intérêts précédemment détenus (ou
conservés) dans le cadre des acquisitions et changements de méthode de consolidation.
(3) Comprend notamment les dotations aux provisions sur impôt sur les sociétés, la quote-part de frais et charges sur les dividendes,
les retenues à la source sur les dividendes et intérêts appliquées dans plusieurs juridictions fiscales, ainsi que les impôts régionaux
et forfaitaires sur les sociétés. En 2022, cette ligne comprenait également la contribution temporaire de solidarité italienne
(132 millions d’euros).
(4) Comprend (i) l’effet de la non-reconnaissance des différences temporelles fiscales actives nettes sur un certain nombre d’entités
fiscales en l’absence de perspectives bénéficiaires suffisantes et (ii) l’effet des pertes de valeur non fiscalisées sur les
immobilisations.
(5) Comprend l’effet de la reconnaissance des positions de différences temporelles actives nettes sur un certain nombre d’entités
fiscales.
(6) Comprend principalement l’impact du changement de taux d’imposition sur les positions d’impôt différé au Royaume-Uni
(successivement en 2022 et 2023).
(7) Comprend notamment les reprises de provisions pour risques fiscaux au Luxembourg, les crédits d’impôt en France et à Singapour
et autres réductions d’impôt.
(8) Comprend principalement la régularisation de l’impôt antérieur.

S’agissant de la future mise en œuvre des règles issues du Pilier 2 de l’OCDE, le Groupe n’a pas d’activités significatives
dans les pays où un impôt minimum pourrait être dû, et n’attend donc pas d’impacts matériels de cette réforme sur sa
charge d’impôt.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
82
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 11 IMPÔTS




11.1.3 Analyse par catégorie de différence temporelle du produit / de la charge d’impôt
différé du compte de résultat

Impacts résultat
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Actifs d'impôt différé :
Reports déficitaires et crédits d'impôts (103) 1 051
Engagements de retraite et assimilés (3) (1)
Provisions non déductibles 976 55
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations (84) 454
Mise à juste valeur des actifs et passifs (IAS 32 / IFRS 9) (2 373) (1 260)
Autres 265 (135)
TOTAL (1 322) 164
Passifs d'impôt différé :
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations 61 (545)
Mise à juste valeur des actifs et passifs (IAS 32 / IFRS 9) 1 326 1 781
Autres (263) 398
TOTAL 1 124 1 634
PRODUIT/(CHARGE) D'IMPÔT DIFFÉRÉ (198) 1 798
Dont activités poursuivies (198) 1 845




11.2 Produits et charges d’impôt différé comptabilisés en «Autres
éléments du résultat global»

Les produits et charges d’impôt différé comptabilisés en «Autres éléments du résultat global», ventilés par composantes,
sont présentés ci-après :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Instruments de capitaux propres et de dettes (6) 33
Écarts actuariels 141 (646)
Couverture d'investissement net (41) 11
Couverture de flux de trésorerie sur autres éléments 802 943
Couverture de flux de trésorerie sur dette nette 4 (3)
TOTAL HORS QUOTE-PART DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE ET ACTIVITES NON
900 338
POURSUIVIES
Quote-part des entreprises mises en équivalence (28) (132)
Activités non poursuivies ‐ (21)
TOTAL 872 185




11.3 Impôts différés dans l’état de la situation financière

11.3.1 Variation des impôts différés

La variation des impôts différés constatés dans l’état de la situation financière, après compensation par entité fiscale des
actifs et passifs d’impôt différé, se ventile de la manière suivante :

En millions d'euros Actifs Passifs Positions nettes
AU 31 DÉCEMBRE 2022 2 029 (6 408) (4 379)
Effet du résultat de la période (1 322) 1 124 (198)
Effet des autres éléments du résultat global 1 559 (665) 894
Effet de périmètre 215 (214) ‐
Effet de change (13) 5 (8)
Transfert en actifs et passifs classés comme détenus en vue de la vente (4) 4 ‐
Autres effets (210) 243 33
Effet de présentation nette par entité fiscale (279) 279 ‐
AU 31 DÉCEMBRE 2023 1 974 (5 632) (3 658)




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
83
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 11 IMPÔTS




11.3.2 Analyse par catégorie de différence temporelle de la position nette d’impôts
différés présentée dans l’état de la situation financière (avant compensation par
entité fiscale des actifs et passifs d’impôt différé)


Principes comptables

Évaluation des déficits fiscaux reportables activés

Des actifs d’impôt différé sont comptabilisés au titre des pertes fiscales reportables lorsqu’il est probable que le Groupe
disposera de bénéfices imposables futurs sur lesquels ces pertes fiscales non utilisées pourront être imputées. Cette
probabilité de bénéfices imposables futurs est estimée en prenant en considération l’existence de différences
temporelles imposables relevant de la même entité fiscale et se reversant sur les mêmes échéances vis-à-vis de la
même autorité fiscale, ainsi que les estimations de profits taxables futurs. Ces prévisions de profits taxables et les
consommations de reports déficitaires en résultant ont été élaborées à partir des projections de résultat sur une période
de projections fiscales de six années telles que préparées dans le cadre du plan moyen terme validé par le
Management, sauf exception justifiée par un contexte particulier, ainsi qu’à partir de projections complémentaires
lorsque nécessaire.


Position de clôture
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Actifs d'impôt différé :
Reports déficitaires et crédits d'impôts 2 121 2 202
Engagements de retraite 1 013 812
Provisions non déductibles 1 485 518
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations 1 659 1 830
Mise à juste valeur des actifs et passifs (IAS 32 / IFRS 9) 7 649 8 346
Autres 626 620
TOTAL 14 553 14 328
Passifs d'impôt différé :
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations (9 893) (9 873)
Mise à juste valeur des actifs et passifs (IAS 32 / IFRS 9) (7 419) (8 141)
Autres (897) (693)
TOTAL (18 210) (18 707)
IMPÔTS DIFFÉRÉS NETS (3 658) (4 378)



Conformément à l’amendement IAS12, aucun impôt différé n’est comptabilisé au titre de la future mise en œuvre des
règles issues du Pilier 2 de l’OCDE.

11.4 Impôts différés non comptabilisés

Au 31 décembre 2023, l’effet impôt relatif aux reports déficitaires et crédits d’impôt reportables non utilisés et
non comptabilisés dans l’état de la situation financière s’élève à 4 563 millions d’euros (contre 4 165 millions d’euros au
31 décembre 2022). La grande majorité de ces déficits reportables non comptabilisés est portée par des sociétés situées
dans des pays qui permettent leur utilisation illimitée dans le temps (essentiellement en Belgique, aux Pays-Bas, en
Australie, et aux États-Unis). Ces déficits reportables n’ont pas donné lieu, en tout ou partie, à la comptabilisation d’actifs
d’impôt différé faute de perspectives bénéficiaires suffisantes à moyen terme.

L’effet impôt des autres différences temporelles déductibles non comptabilisées dans l’état de la situation financière s’élève
à 1 778 millions d’euros en 2023 (contre 1 590 millions d’euros en 2022).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
84
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 12 RÉSULTAT PAR ACTION




NOTE 12 RÉSULTAT PAR ACTION

Principes comptables

Le résultat de base par action est calculé en divisant le résultat net part du Groupe de l’exercice attribuable aux actions
ordinaires par le nombre moyen pondéré d’actions composant le capital en circulation pendant l’exercice. Le nombre
moyen d’actions en circulation au cours de l’exercice est le nombre d’actions ordinaires en circulation au début de
l’exercice, ajusté du nombre d’actions ordinaires rachetées ou émises au cours de l’exercice.

Pour le calcul du résultat dilué, ce nombre, ainsi que le résultat de base par action, est modifié pour tenir compte de
l’effet de la conversion ou de l’exercice des actions ordinaires potentiellement dilutives (options, bons de souscription
d’actions et obligations convertibles émises, etc.).

Conformément aux dispositions d’IAS 33 − Résultat par action, le calcul du résultat net par action et du résultat net dilué
par action prend également en compte, en déduction du résultat net part du Groupe, la rémunération due aux détenteurs
de titres super-subordonnés (cf. Note 16.2.1 «Émission de titres super-subordonnés»).

Les instruments dilutifs du Groupe pris en compte dans le calcul des résultats dilués par action comprennent les plans
d’actions de performance en titres ENGIE.



31 déc. 2023 31 déc. 2022

Numérateur (en millions d'euros)
Résultat net part du Groupe 2 208 216
Dont Résultat net part du Groupe des activités poursuivies 2 208 (1 965)
Rémunération des titres super-subordonnés (80) (77)
Résultat net part du Groupe utilisé pour le calcul du résultat par action 2 129 140
Dont Résultat net part du Groupe des activités poursuivies utilisé pour le calcul du résultat par action 2 129 (2 042)

Résultat net récurrent part du Groupe 5 366 5 510
Dont Résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies 5 366 5 223
Rémunération des titres super-subordonnés (80) (77)
Résultat net récurrent part du Groupe utilisé pour le calcul du résultat par action 5 287 5 433
Dont Résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies utilisé pour le calcul du résultat par
action 5 287 5 146

Dénominateur (en millions d'actions)
Nombre moyen d'actions en circulation 2 422 2 420
Effet des instruments dilutifs :
Plans d'actions gratuites réservées aux salariés 11 ‐
Nombre moyen d'actions en circulation dilué 2 433 2 420

Résultat par action (en euros)
Résultat net part du Groupe par action 0,88 0,06
Dont Résultat net part du Groupe des activités poursuivies, par action 0,88 (0,84)
Résultat net part du Groupe par action dilué 0,87 0,06
Dont Résultat net part du Groupe dilué des activités poursuivies, par action 0,88 (0,84)

Résultat net récurrent part du Groupe par action 2,18 2,24
Dont Résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies, par action 2,18 2,13
Résultat net récurrent part du Groupe par action dilué (1) 2,17 2,23
Dont Résultat net récurrent part du Groupe dilué des activités poursuivies, par action (1) 2,17 2,12
(1) En 2022, le calcul intégrait au dénominateur 11 millions d’actions potentielles ayant un effet dilutif sur le RNRpG et le RNRpG des
activités poursuivies par action. Cet effet n’a pas été pris en compte dans le calcul du RNpG et du RNpG des activités poursuivies
en raison de l’effet relutif sur ces derniers.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
85
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS

13.1 Goodwill

Principes comptables

Lors d’un regroupement d’entreprises le goodwill est calculé par différence entre :

• d’une part la somme de :

− la contrepartie transférée ;
− le montant des intérêts minoritaires dans l’entreprise acquise, et
− dans un regroupement d’entreprises réalisé par étapes, la juste valeur de la participation précédemment
détenue par l’acquéreur dans l’entreprise acquise ;

• et d’autre part la juste valeur nette des actifs acquis et des passifs repris identifiables. Les principales
hypothèses et estimations utilisées pour déterminer la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris
comprennent notamment les perspectives futures des marchés nécessaires à l’évaluation des flux de trésorerie
futurs ainsi que les taux d’actualisation à appliquer. Les valeurs utilisées reflètent les meilleures estimations du
management à la date d’acquisition.

Le montant du goodwill reconnu lors de la prise de contrôle ne peut plus être ajusté après la fin de la période d’évaluation
de 12 mois.

Les goodwill relatifs aux participations dans les entreprises associées sont compris dans la valeur des participations dans
les entreprises mises en équivalence.


13.1.1 Évolution de la valeur comptable

En millions d'euros Valeur nette
AU 31 DÉCEMBRE 2022 12 855
Pertes de valeur (95)
Variations de périmètre et Autres 134
Écarts de conversion (29)
AU 31 DÉCEMBRE 2023 12 864




13.1.2 Informations sur les goodwill

Pour les besoins des tests de dépréciation, les goodwill sont alloués aux secteurs opérationnels, qui représentent le niveau
le plus bas auquel ils sont suivis pour des besoins de gestion interne.

Le tableau ci-dessous présente le montant des goodwill au 31 décembre 2023 :

En millions d'euros 31 déc. 2023
Infrastructures 5 366
Renouvelables 2 185
Retail 1 838
Energy Solutions 1 209
FlexGen 1 123
Nucléaire 797
Autres 346
TOTAL 12 864




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86
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




13.2 Immobilisations incorporelles

Principes comptables

Évaluation initiale

Les immobilisations incorporelles sont comptabilisées au coût diminué du cumul des amortissements et éventuelles
pertes de valeur.

Amortissement

L’amortissement des immobilisations incorporelles est constaté en fonction du rythme attendu de la consommation des
avantages économiques futurs de l’actif. Les amortissements sont calculés, essentiellement sur base du mode linéaire,
en fonction des durées d’utilité suivantes :

Durée d’utilité
En nombre d’années Minimum Maximum
Infrastructure concessions 10 30
Portefeuille clients 3 20
Autres immobilisations incorporelles 1 50


Certaines immobilisations incorporelles, dont la durée d’utilité est indéfinie, ne sont pas amorties mais font l’objet d’un
test de perte de valeur annuel.

Droits incorporels sur contrats de concession

L’interprétation IFRIC 12 – Accords de concession de services traite de la comptabilisation de certains contrats de
concession par le concessionnaire.

Pour qu’un contrat de concession soit inclus dans le périmètre de l’interprétation IFRIC 12, l’utilisation de l’infrastructure
doit être contrôlée par le concédant. Le contrôle de l’utilisation de l’infrastructure par le concédant est assuré quand les
deux conditions suivantes sont remplies :
• le concédant contrôle ou régule le service public, c’est-à-dire qu’il contrôle ou régule les services qui doivent
être rendus grâce à l’infrastructure objet de la concession et détermine à qui et à quel prix ils doivent être
rendus ; et
• le concédant contrôle tout intérêt résiduel significatif de l’infrastructure au terme du contrat, par exemple il a le
droit de reprendre l’infrastructure en fin de contrat.

Le modèle de l’actif incorporel selon IFRIC 12§17 s’applique si l’opérateur reçoit un droit (une licence) de faire payer
les utilisateurs, ou le concédant, en fonction de l’utilisation faite du service public. Il n’existe pas de droit inconditionnel
à recevoir de la trésorerie, car ce droit dépend du niveau d’utilisation du service par les usagers.

Les infrastructures de concession ne répondant pas aux critères d’IFRIC 12 restent classées en tant qu’immobilisations
corporelles. C’est le cas des infrastructures de distribution de gaz en France. En effet, les actifs concernés ont été
comptabilisés selon IAS 16 dans la mesure où GRDF exploite son réseau sous un régime de concessions à long terme
qui sont pour la quasi-totalité obligatoirement renouvelées à l’échéance conformément à la loi n° 46–628 du 8 avril 1946.

Frais de recherche et développement

Les frais de recherche sont comptabilisés en charges dans l’exercice au cours duquel ils sont encourus.

Les frais de développement sont comptabilisés à l’actif dès lors que les critères de reconnaissance d’un actif tels
qu’édictés par IAS 38 sont remplis. Dans ce cas, l’immobilisation incorporelle provenant du développement est amortie
sur sa durée d’utilité.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
87
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




13.2.1 Variation des immobilisations incorporelles


Droits incorporels
sur contrats de Droits de
En millions d'euros concession capacité Autres Total
VALEUR BRUTE
AU 31 DÉCEMBRE 2022 3 630 3 282 13 498 20 410
Acquisitions 269 ‐ 1 143 1 412
Cessions (43) ‐ (271) (315)
Écarts de conversion 5 ‐ (52) (46)
Variations de périmètre ‐ ‐ 965 965
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente et activités non
poursuivies» ‐ ‐ ‐ ‐
Autres variations 44 11 (59) (4)
AU 31 DÉCEMBRE 2023 3 906 3 293 15 223 22 422
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR
AU 31 DÉCEMBRE 2022 (1 706) (2 208) (9 131) (13 046)
Dotations aux amortissements (151) (106) (867) (1 124)
Pertes de valeur (8) ‐ (42) (51)
Cessions 37 ‐ 180 217
Écarts de conversion (1) ‐ 22 21
Variations de périmètre ‐ ‐ (19) (19)
Autres variations (9) ‐ 37 29
AU 31 DÉCEMBRE 2023 (1 838) (2 314) (9 821) (13 973)
VALEUR NETTE COMPTABLE
AU 31 DÉCEMBRE 2022 1 924 1 074 4 366 7 364
AU 31 DÉCEMBRE 2023 2 067 979 5 403 8 449



L’augmentation nette des immobilisations incorporelles s’explique essentiellement par :

• des investissements sur la période pour 1 412 millions d’euros qui concernent principalement des actifs incorporels
en cours (863 millions d’euros), notamment des coûts capitalisés dans le cadre des projets renouvelables aux
États-Unis (207 millions d’euros), des projets informatiques (141 millions d’euros) principalement au niveau du
corporate ENGIE en France, des extensions et maintenances de réseaux de transport et de distribution
(215 millions d’euros) principalement en France, ainsi que des contrats de concession dans le secteur Energy
Solutions (269 millions d’euros);
• un effet positif net des variations de périmètre pour 946 millions d’euros principalement lié à l'exercice préliminaire
de Purchase Price Allocation relatif aux acquisitions de Broad Reach Power, société basée aux États-Unis,
spécialisée dans les activités de stockage par batterie (760 millions d’euros) et de BTE Renewables, opérant dans
les énergies renouvelables en Afrique du Sud (134 millions d’euros) (cf. Note 4 «Principales variations de
périmètre»);

compensée partiellement par :

• des dotations aux amortissements pour -1 124 millions d’euros ;
• des pertes de valeurs pour -51 millions d’euros.

13.2.2 Droits de capacité

Le Groupe a acquis des droits sur des capacités de production de centrales opérées par des tiers. Ces droits acquis dans
le cadre de transactions ou de la participation du Groupe au financement de la construction de certaines centrales
confèrent au Groupe le droit d’acheter une quote-part de la production sur la durée de vie des droits sous-jacents. Ces
droits à capacité sont amortis sur la durée d’utilité de l’actif sous-jacent, n’excédant pas 50 ans. À ce jour, le Groupe
dispose de droits dans les centrales de Chooz B et Tricastin (France), et des capacités de production virtuelle (VPP -
Virtual Power Plant) en Italie (échéance 2028).




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




13.2.3 Autres

Au 31 décembre 2023, ce poste comprend principalement 1 436 millions d’euros de logiciels et licences,
1 576 millions d’euros d’immobilisations incorporelles en cours, ainsi que 2 097 millions d’euros composés notamment
d’actifs incorporels (portefeuille clients) acquis dans le cadre de regroupements d’entreprises et de coûts d’acquisition de
contrats clients capitalisés.

13.2.4 Information sur les frais de recherche et développement

Les activités de recherche et de développement se traduisent par la réalisation d’études variées touchant à l’innovation
technologique, à l’amélioration de l’efficacité des installations, de la sécurité, de la protection de l’environnement, de la
qualité du service et de l’utilisation des ressources énergétiques. Les priorités en matière de recherche et développement
sont orientées vers l’adaptation et l’atténuation au changement climatique, et incluent notamment les systèmes d’énergie
renouvelable (solaire photovoltaïque, éolien terrestre et éolien en mer), la production et l’utilisation de gaz verts
(hydrogène, biométhane) ou le développement d’infrastructures énergétiques décentralisées (chauffage et froid urbains,
énergie solaire décentralisée, villes à faible émission de carbone et mobilité).

Les frais de développement capitalisés, liés à des projets en phase de développement répondant aux critères de
comptabilisation d’un actif incorporel (IAS 38), s’élèvent à 21 millions d’euros pour l’exercice 2023.

13.3 Immobilisations corporelles

Principes comptables

Évaluation initiale et évaluation postérieure

Les immobilisations corporelles sont comptabilisées à leur coût historique moins les amortissements cumulés et les
pertes de valeur constatées.

La valeur comptable des immobilisations corporelles ne fait l’objet d’aucune réévaluation, le Groupe n’ayant pas choisi
la méthode alternative permettant de réévaluer de façon régulière une ou plusieurs catégories d’immobilisations
corporelles.

Les subventions pour investissements sont portées en déduction de la valeur brute des immobilisations au titre
desquelles elles ont été reçues.

En application d’IAS 16, le coût de l’actif comprend, lors de sa comptabilisation initiale, les coûts de démantèlement et
de remise en état de site dès lors qu’il existe à la date de début une obligation actuelle, légale ou implicite de démanteler
ou de restaurer le site. Une provision est alors constatée en contrepartie d’un composant de l’actif au titre du
démantèlement.

Les coûts d’emprunts encourus pendant la période de construction d’un actif qualifié sont incorporés dans son coût.

Contrats de location

Conformément à IFRS 16, le Groupe reconnait un droit d’utilisation à l’actif du bilan et une dette de location au titre des
accords considérés comme des contrats de location dans lesquels il est preneur, à l’exception des contrats d’une durée
initiale inférieure ou égale à 12 mois («contrats de location à court terme»), ou de ceux dont l’actif sous-jacent est de
faible valeur («actifs de faible valeur»). Les paiements associés à ces contrats sont comptabilisés linéairement en
charge dans le compte de résultat. Les contrats de location du Groupe concernent principalement des immeubles, des
véhicules, des navires GNL, un contrat de concession hydroélectrique et des autres équipements.

L’actif relatif au droit d’utilisation est initialement évalué au coût, qui comprend le montant initial de la dette de location
(ajusté pour les paiements de loyers réalisés à la date de début du contrat ou avant cette date) majoré, le cas échéant,




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




des coûts directs initiaux engagés par le preneur, des coûts estimés pour le démantèlement et l’enlèvement du bien
sous-jacent ainsi que les coûts liés à la restauration ou à la remise en état de l’actif ou du site où l’actif se trouve, moins,
les éventuels avantages reçus liés à la location.

La dette de location est initialement évaluée à la valeur actuelle des loyers résiduels, actualisés au taux d’endettement
marginal du preneur. Ce taux a été déterminé à partir du taux marginal d’emprunt du Groupe ajusté, conformément à
la norme IFRS 16, pour tenir compte (i) de l’environnement économique des filiales, et en particulier de leur risque de
crédit, (ii) de la devise dans laquelle les contrats ont été conclus et (iii) de la durée initiale du contrat (ou de la durée
résiduelle de chaque contrat existant à la date de première application de la norme). La méthodologie utilisée pour
calculer le taux d’emprunt marginal reflète l’échéancier de paiement des loyers (méthode de la duration).

La détermination de la durée du contrat, en ce compris l’appréciation du caractère raisonnable de l’exercice d’une option
de prolongation ou du non exercice d’une option de résiliation, est effectuée au cas par cas. Cette analyse fait l’objet
d’un nouvel examen si un événement ou un changement de circonstances important, sous le contrôle du preneur, se
produit et est susceptible d’avoir une incidence sur cette évaluation. A noter que pour déterminer la période exécutoire
d’un contrat, le Groupe retient une définition large de la notion de pénalités en tenant compte non seulement des
pénalités contractuelles à proprement parler, mais aussi des coûts annexes induits par une éventuelle résiliation.

Gaz coussin

Le gaz «coussin», stocké dans les réservoirs souterrains, est indispensable au fonctionnement des stockages
souterrains et indissociable de ces installations. C’est pourquoi, à la différence du gaz «utile» comptabilisé en stock
(cf. Note 22.2 «Stocks»), il est enregistré en Autres immobilisations.

Amortissement

En application de l’approche par composants, le Groupe utilise des durées d’amortissement différenciées pour chacun
des composants significatifs d’un même actif immobilisé dès lors que l’un de ces composants à une durée d’utilité
différente de l’immobilisation principale à laquelle il se rapporte.

Les amortissements sont calculés essentiellement selon un mode linéaire sur base des durées normales d’utilité
suivantes :

Durée d’utilité
En nombre d’années Minimum Maximum
Installations techniques
⚫ Stockage - Production - Transport - Distribution 5 60 (*)
⚫ Installation - Maintenance 3 10
⚫ Aménagements hydrauliques 20 65
Fermes solaires et éoliennes 25 30
Autres immobilisations corporelles 2 33
(*) Hors gaz coussin.

La fourchette constatée sur les durées d’amortissement résulte de la diversité des immobilisations concernées. Les
durées minimales concernent le petit matériel et le mobilier, les durées maximales s’appliquent aux réseaux
d’infrastructures et de stockage.

Concernant les droits d’exploitation hydraulique, les aménagements sont amortis sur la durée la plus courte entre la
durée du contrat d’exploitation et la durée d’utilité des biens en tenant compte des options de renouvellement des
contrats s’il est raisonnablement certain que ces options seront exercées.

L’actif relatif au droit d’utilisation est amorti de manière linéaire sur la durée du contrat de location, sauf si le contrat
transfère la propriété de l’actif sous-jacent au Groupe à la fin du contrat. Dans ce cas, il est amorti sur la durée d’utilité
de l’actif sous-jacent, laquelle est déterminée selon les mêmes principes que ceux des immobilisations corporelles
mentionnés ci-dessus.




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NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




13.3.1 Variation des immobilisations corporelles

Matériel Coûts de Immobili-
Construc- Installations de démantè- sations Droits
En millions d'euros Terrains tions techniques transport lement en cours d'utilisation Autres Total
VALEUR BRUTE
AU 31 DÉCEMBRE 2022 649 2 762 96 016 304 6 038 5 649 5 094 1 319 117 831
Acquisitions/Augmentations 10 12 711 32 ‐ 5 921 700 38 7 425
Cessions (2) (18) (821) (20) (8) (23) (280) (166) (1 338)
Écarts de conversion (3) (12) (290) (1) (13) (86) (72) (13) (490)
Variations de périmètre 3 ‐ 971 2 2 186 8 2 1 176
Transfert en «Actifs classés comme
détenus en vue de la vente et activités ‐ ‐ (2) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (3)
non poursuivies»
Autres variations 16 20 4 715 11 (624) (4 930) 3 18 (771)
AU 31 DÉCEMBRE 2023 673 2 765 101 300 328 5 395 6 716 5 454 1 198 123 829
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR
AU 31 DÉCEMBRE 2022 (153) (1 772) (52 709) (226) (4 155) (724) (1 710) (895) (62 343)
Dotations aux amortissements (4) (69) (2 727) (28) (364) ‐ (489) (82) (3 762)
Pertes de valeur ‐ (1) (1 474) ‐ 403 (50) (10) (1) (1 133)
Cessions ‐ 18 763 18 4 6 299 165 1 272
Écarts de conversion ‐ 5 161 1 7 4 20 7 204
Variations de périmètre ‐ ‐ (172) (2) ‐ ‐ 2 (1) (173)
Transfert en «Actifs classés comme
détenus en vue de la vente et activités ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
non poursuivies»
Autres variations (1) 26 (148) (3) (362) 535 (5) 14 56
AU 31 DÉCEMBRE 2023 (158) (1 793) (56 306) (239) (4 467) (229) (1 893) (794) (65 879)
VALEUR NETTE COMPTABLE
AU 31 DÉCEMBRE 2022 497 991 43 307 78 1 883 4 925 3 384 424 55 488
AU 31 DÉCEMBRE 2023 516 971 44 993 90 928 6 487 3 561 404 57 950



En 2023, l’augmentation nette du poste « Immobilisations corporelles» s’explique essentiellement par :

• des investissements de maintenance et de développement pour un total de 6 724 millions d’euros, relatifs
notamment à des constructions et des développements de champs éoliens et solaires principalement en France,
aux États-Unis, en Amérique Latine et en Pologne (3 450 millions d’euros), à des extensions de réseaux de
transport et de distribution dans les Infrastructures en France, en Roumanie et en Amérique Latine
(1 765 millions d’euros), aux actifs du secteur opérationnel FlexGen (868 millions d’euros) et aux activités dans le
secteur opérationnel Energy Solutions (437 millions d’euros) ;
• un effet positif net des variations de périmètre de 1 003 millions d’euros principalement lié à l'acquisition de
Broad Reach Power, société basée aux États-Unis spécialisée dans les activités de stockage par batterie
(531 millions d’euros), l’acquisition de BTE Renewables, l’une des principales sociétés africaines opérant dans les
énergies renouvelables en Afrique du Sud (311 millions d’euros et l'acquisition d'Ixora au Royaume-Uni
(22 millions d’euros) dans le secteur opérationnel Réseaux.

compensés par :

• des dotations aux amortissements pour un total de -3 762 millions d’euros ;
• une diminution des actifs de démantèlement pour -646 millions d’euros suite à l’adoption du scénario industriel et
de l’ensemble des hypothèses techniques et financières qui ont été approuvées par la Commission des provisions
nucléaires (CPN) le 7 juillet 2023 au terme de la procédure de révision initiée en septembre 2022. Cette diminution
est partiellement compensée par une reprise de perte de valeur de 403 millions d’euros sur certains de ces actifs
(cf. Note 13.4 «Tests de perte de valeur des goodwill, immobilisations incorporelles et corporelles») ;
• des effets de change négatifs de -286 millions d’euros provenant principalement de la dépréciation du dollars
américain
(-445 millions d’euros), partiellement neutralisés par l’appréciation, par rapport à l’euro, du real brésilien
(88 millions d’euros) du pesos mexicain (47 millions d’euros) de la livre sterling (33 millions d’euros).




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




13.3.2 Actifs corporels donnés en garantie

Les actifs corporels qui ont été donnés en garantie pour couvrir des dettes financières s’élèvent à 1 625 millions d’euros
au 31 décembre 2023 contre 1 120 millions d’euros au 31 décembre 2022.

L’augmentation nette porte principalement sur les actifs renouvelables mis en gage au Brésil pour 392 millions d’euros.

13.3.3 Engagements contractuels d’acquisitions d’immobilisations corporelles

Dans le cadre normal de leurs activités, certaines sociétés du Groupe se sont engagées à acheter, et les tiers concernés
à leur livrer, des installations techniques. Ces engagements portent principalement sur des commandes d’équipements et
de matériels relatifs à des constructions d’unités de production d’énergie et à des contrats de services.

Les engagements contractuels d’investissement en immobilisations corporelles du Groupe s’élèvent à
2 859 millions d’euros au 31 décembre 2023 contre 3 548 millions d’euros au 31 décembre 2022.

La diminution nette des engagements contractuels porte principalement sur des actifs renouvelables aux États-Unis pour
585 millions d’euros.

13.3.4 Autres informations

Le montant des coûts d’emprunt de l’exercice incorporés dans le coût des immobilisations corporelles s’élève à
268 millions d’euros au titre de 2023 contre 109 millions d’euros au titre de 2022.

13.4 Tests de perte de valeur des goodwill, immobilisations incorporelles
et corporelles

Principes comptables

Risque de perte de valeur
Goodwill
Les goodwill ne sont pas amortis mais font l’objet, conformément à IAS 36, de tests de perte de valeur une fois par an,
ou plus fréquemment s’il existe des indices de pertes de valeur. Tous les goodwill font l’objet d’un test de perte de
valeur sur la base des données à fin juin, complété par une revue des événements du second semestre.
Ces goodwill sont testés au niveau des Unités Génératrices de Trésorerie (UGT) ou de regroupements d’UGT qui
constituent des ensembles homogènes générant conjointement des flux de trésorerie largement indépendants des flux
de trésorerie générés par les autres UGT.
Il y a perte de valeur du goodwill si la valeur nette comptable de l’UGT (ou groupe d’UGT) à laquelle le goodwill est
affecté est supérieure à sa valeur recouvrable.

Les pertes de valeur relatives aux goodwill ne sont pas réversibles et sont présentées sur la ligne «Pertes de valeur»
du compte de résultat.
Immobilisations incorporelles et corporelles

Conformément à IAS 36, lorsque des événements ou modifications d’environnement de marché ou des éléments
internes indiquent un risque de perte de valeur des immobilisations incorporelles ou corporelles, celles-ci font l’objet
d’un test de perte de valeur. Dans le cas des immobilisations incorporelles non amorties, les tests de perte de valeur
sont réalisés annuellement.
Ce test de perte de valeur n’est effectué pour les immobilisations corporelles et incorporelles à durée d’utilité définie
que lorsqu’il existe des indices révélant une altération de leur valeur. Celle-ci provient en général de changements




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




importants dans l’environnement de l’exploitation des actifs ou d’une performance économique inférieure à celle
attendue.
Les immobilisations corporelles ou incorporelles sont testées au niveau du regroupement d’actifs pertinent (Unité
Génératrice de Trésorerie – UGT) déterminé conformément aux prescriptions d’IAS 36. Dans le cas où le montant
recouvrable est inférieur à la valeur nette comptable, une perte de valeur est comptabilisée pour la différence entre ces
deux montants. La comptabilisation d’une perte de valeur entraîne une révision de la base amortissable et
éventuellement du plan d’amortissement des immobilisations concernées.
Les pertes de valeur relatives aux immobilisations corporelles ou incorporelles peuvent être reprises ultérieurement si
la valeur recouvrable redevient plus élevée que la valeur nette comptable. La valeur de l’actif après reprise de la perte
de valeur est plafonnée à la valeur comptable qui aurait été déterminée nette des amortissements si aucune perte de
valeur n’avait été comptabilisée au cours des exercices antérieurs.

Indices de perte de valeur
Les principaux indices de perte de valeur retenus par le Groupe sont :

• au titre des indices externes :

− sur la période, la valeur de marché d’un actif a diminué de façon plus importante que du seul effet attendu
du passage du temps ou de l’utilisation normale de l’actif ;
− d’importants changements, ayant un effet négatif sur l’entité, sont survenus au cours de la période ou
surviendront dans un proche avenir, dans l’environnement technologique, économique ou juridique ou du
marché dans lequel l’entité opère ou dans le marché auquel l’actif est dévolu ;
− les taux d’intérêt du marché ou d’autres taux de rendement du marché ont augmenté durant la période et il
est probable que ces augmentations affecteront le taux d’actualisation utilisé dans le calcul de la valeur
d’utilité d’un actif et diminueront de façon significative la valeur recouvrable de l’actif ;
− la valeur comptable de l’actif net de l’entité est supérieure à sa capitalisation boursière ;

• au titre des indices internes :

− il existe un indice d’obsolescence ou de dégradation physique d’un actif ;
− des changements importants, ayant un effet négatif sur l’entité, sont survenus au cours de la période ou
sont susceptibles de survenir dans un proche avenir, dans le degré ou le mode d’utilisation d’un actif tel qu’il
est utilisé ou que l’on s’attend à l’utiliser. Ces changements incluent la mise hors service de l’actif, les plans
d’abandon ou de restructuration du secteur d’activité auquel un actif appartient et les plans de sortie d’un
actif avant la date précédemment retenue, et la réestimation de la durée d’utilité d’un actif comme
déterminée plutôt qu’indéterminée ;
− des données internes montrent que la performance économique d’un actif est ou sera moins bonne que
celle attendue.

Évaluation de la valeur recouvrable
En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles le Groupe s’inscrit dans une logique de continuité
d’exploitation et de détention durable, la valeur recouvrable d’une UGT correspond à la valeur d’utilité ou à la juste
valeur diminuée des coûts de sortie lorsque celle-ci est plus élevée. Les valeurs d’utilité sont essentiellement
déterminées à partir de projections actualisées de flux de trésorerie d’exploitation et d’une valeur terminale. Des
méthodes usuelles d’évaluation sont mises en œuvre pour lesquelles les principales hypothèses économiques retenues
portent sur :

• les perspectives de marché et l’évolution du cadre réglementaire ;
• des taux d’actualisation qui sont fonction des particularités des entités opérationnelles concernées ;
• des valeurs terminales cohérentes avec les données de marché disponibles propres aux segments
opérationnels concernés et des taux de croissance liés aux valeurs terminales n’excédant pas les taux
d’inflation.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




Ces taux d’actualisation sont des taux après impôts appliqués à des flux de trésorerie après impôts. Leur utilisation
aboutit à la détermination de valeurs recouvrables identiques à celles obtenues en utilisant des taux avant impôt à des
flux de trésorerie non fiscalisés, comme requis par la norme IAS 36.
En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles une décision de cession est prise par le Groupe, la valeur
recouvrable des actifs concernés est déterminée sur la base de leur valeur de marché estimée nette des coûts de
cession. Dans le cas où des négociations sont en cours, celle-ci est déterminée par référence à la meilleure estimation
pouvant être faite, à la date de clôture.



13.4.1 Hypothèses générales

La réalisation des tests de valeur s’est déroulée dans un contexte de forte volatilité des paramètres économiques tel que
décrit dans la Note 1.3 «Utilisation d’estimations et du jugement».

Les valeurs recouvrables sont déterminées, dans la plupart des cas, par référence à une valeur d’utilité calculée à partir
des projections de flux de trésorerie provenant du budget 2024 et du plan d’affaires à moyen terme 2025-2026 approuvés
par le Comité Exécutif du Groupe et le Conseil d’Administration et, au-delà de cette période, d’une extrapolation des flux
de trésorerie.

Les projections de flux de trésorerie sont établies à partir d’hypothèses macroéconomiques (inflation, change, taux de
croissance) et de projections de prix issues du scénario de référence du Groupe pour la période 2027-2050 lesquelles ont
été revues et validées en juillet 2023 par le Comité Exécutif du Groupe. Les projections et trajectoires comprises dans ce
scénario de référence ont été déterminées à partir des éléments suivants :

• des prix de marché sur l’horizon liquide («prix forward») concernant les prix des combustibles (charbon, pétrole,
gaz), le prix du CO2 et le prix de l’électricité sur les différents marchés dans un contexte de forte volatilité des prix
de l’énergie ;
• au-delà de cette période, les prix à moyen et long terme des énergies ont été déterminés par le Groupe sur la
base d’hypothèses macroéconomiques et de modèles fondamentaux d’équilibre entre l’offre et la demande, dont
les résultats sont régulièrement comparés à ceux des organismes de prévisions dans le domaine de l’énergie. Les
projections à long terme des prix du CO2 sont en ligne avec les objectifs de réduction des émissions de 55% à
l’horizon 2030 et de neutralité climatique à l’horizon 2050 fixés par la Commission européenne dans le «pacte vert
pour l’Europe» présenté en décembre 2019 et en juillet 2021. Parmi les scénarios externes, celui du Groupe est
proche de ceux de l’International Energy Agency avec son modèle APS (Announced Pledges Scenario) ou de
l’ADEME («technologie verte») ;
• s’agissant plus particulièrement des prix à moyen et long terme de l’électricité, ceux-ci ont été déterminés par le
Groupe en s’appuyant sur des modèles de prévision de la demande d’électricité, les prévisions à moyen et long
terme du prix des combustibles et du CO2, ainsi que sur l’évolution attendue des capacités installées et du mix par
technologie du parc de production au sein de chaque système électrique. La trajectoire choisie par ENGIE
privilégie un mix équilibré, dans lequel le gaz renouvelable ainsi que le captage et le stockage du dioxyde de
carbone sont intégrés afin de garantir les meilleurs niveaux de rendement et de résilience du système énergétique.
Cette trajectoire est reprise dans le rapport produit par le Groupe dans le cadre de l’initiative «Task Force on
Climate Related Financial Disclosures» (TCFD). Les facteurs de risques découlant des enjeux climatiques et
environnementaux sont également détaillés dans le Document d’Enregistrement Universel du Groupe.

Enfin, dans le cadre de la prise en compte des enjeux climatiques (cf. Note 1.3.3 « Prise en compte des enjeux climatiques
dans l’établissement des états financiers du Groupe»), le Groupe a pris en considération, dans l’évaluation des actifs non-
financiers, son engagement de sortie complète des activités charbon d’ici 2027 (cf. Note 13.4.5).

13.4.2 Renouvelables

Au 31 décembre 2023, le goodwill s’élève à 2 185 millions d’euros, les immobilisations incorporelles à
1 756 millions d’euros et les immobilisations corporelles à 17 124 millions d’euros.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




Le secteur Renouvelables regroupe l’ensemble des activités de production centralisée d’énergies renouvelables –
notamment le financement, la construction, l’exploitation et la maintenance d’installations renouvelables – qui s’appuient
sur l’exploitation de filières diverses telles que l’énergie hydroélectrique, l’éolien terrestre, le solaire photovoltaïque, la
biomasse, l’éolien en mer et le stockage par batterie associé à un actif renouvelable. L’énergie produite est injectée sur le
réseau et vendue soit sur le marché libre ou régulé, soit à des tiers au travers de contrats de vente d’électricité.

Les principales hypothèses et estimations clés portent sur les taux d’actualisation, les hypothèses de renouvellement des
concessions hydroélectriques et l’évolution des prix de l’électricité au-delà de l’horizon liquide.

La valeur d’utilité de la Compagnie Nationale du Rhône et de la SHEM tient compte d’hypothèses portant notamment sur
la prolongation ou la remise en appel d’offres des concessions.

Les flux de trésorerie relatifs aux périodes couvertes par le renouvellement des concessions comprennent un certain
nombre d’hypothèses concernant les conditions économiques et régulatoires liées à l’exploitation de ces actifs (taux de
redevance, niveaux d’investissement à réaliser, etc.) durant cette période.

Les taux d’actualisation de ces activités sont compris entre 5,3% et 10,3% en 2023. Ces taux étaient compris entre 4,5%
et 10,2% en 2022.

Résultats des tests de perte de valeur

Au 31 décembre 2023, aucune perte de valeur sur goodwill n’a été constatée compte tenu de la valeur recouvrable de
l’unité génératrice de trésorerie à laquelle il appartient.

Par ailleurs, des pertes de valeur d’actifs corporels, d’un montant total de 784 millions d’euros, ont néanmoins été
comptabilisées sur l’exercice, notamment sur des actifs de production d’énergies renouvelables en Amérique du Nord
(714 millions d’euros), en raison de difficultés opérationnelles très spécifiques liées à la performance de turbines sur un
actif éolien et de la diminution des prix de marché long terme affectant plus particulièrement certains projets exposés au
marché SPP. À noter que pour ces projets, la baisse des prix de marché a impacté positivement la juste valeur des contrats
VPPA («Virtual Power Purchase Agreement») pour environ +0,3 milliard d’euros, ces changements de «mark-to-market»,
sur la période couverte par ces contrats, étant comptabilisés en charges opérationnelles (cf. Note 8.1 «Achats et dérivés
à caractère opérationnel»).

Analyses de sensibilité

La sensibilité des activités de production électrique d’origine hydraulique en France et de production renouvelable en
Amérique du Nord à la variation du prix de l’électricité ainsi qu’à la variation des taux d’actualisation sur la valeur
recouvrable est présentée dans le tableau ci-dessous :




Variation non linéaire à la hausse ou à la baisse en raison du mode de calcul de la redevance hydraulique

Une augmentation de 50 points de base des taux d’actualisation et une diminution du prix de l’électricité de 10 €/MWh ont
un impact négatif sur la valeur recouvrable, la valeur recouvrable du goodwill demeurant toutefois supérieure à la valeur
comptable.

13.4.3 Infrastructures

Cet ensemble englobe les activités et projets d’infrastructures électriques et gazières du Groupe. Ces activités incluent la
gestion et le développement (i) des réseaux de transport de gaz et d’électricité ainsi que des réseaux de distribution de
gaz naturel en Europe et à l’international, (ii) des stockages souterrains de gaz naturel en Europe et (iii) des infrastructures
de regazéification en France et au Chili.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




Au-delà des activités historiques de gestion des infrastructures, son portefeuille d’actifs participe également aux enjeux de
la transition énergétique et au verdissement des réseaux (biométhane, hydrogène…).

Au 31 décembre 2023, le goodwill s’élève à 5 366 millions d’euros, les immobilisations incorporelles à
1 090 millions d’euros et les immobilisations corporelles à 29 975 millions d’euros. Les infrastructures régulées en France
totalisent 928 millions d’euros pour les immobilisations incorporelles et 27 220 millions d’euros pour les immobilisations
corporelles.

La valorisation des activités en France découle principalement des projections de flux de trésorerie établies à partir des
tarifs négociés avec le régulateur (CRE) et des valeurs terminales correspondant à la valeur attendue de la Base des Actifs
Régulés (BAR). La BAR est la valeur attribuée par le régulateur (CRE) aux actifs exploités par les opérateurs. Elle
représente la somme des flux futurs de trésorerie avant impôt, actualisée au taux de rémunération avant impôt garanti par
le régulateur.

Pour la valorisation des activités en France, le scénario mix énergétique à horizon 2050, retenu par le Groupe et décrit
dans la Note 17.3.1 «Démantèlements relatifs aux installations non nucléaires», n’entraînera pas de modification sensible
de la BAR. En raison du rôle indispensable du gaz qui fournit une source stable d’approvisionnement en énergie,
complémentaire aux sources d’énergies renouvelables intermittentes par nature, non pilotables et difficilement stockables,
le Groupe considère que son réseau d’infrastructures gazières sera maintenu ou converti pour permettre l’acheminement
des gaz verts (biométhane, hydrogène…) qui remplaceront progressivement le gaz naturel. Ce rôle stratégique sera par
ailleurs conforté par les nouvelles opportunités liées au stockage et au transport de CO2.

Le Groupe prévoit, pour y parvenir, un maintien du niveau actuel des investissements. Cette approche est largement
confortée par le développement rapide du cadre règlementaire pour accompagner l’essor de l’hydrogène et du biométhane
dans l’Union Européenne, qui se traduira par des cibles concrètes européennes. Le cadre règlementaire en question
devrait rapidement se matérialiser, dans moins de deux ans.

Les orientations politiques et sociétales de la France en matière de transition énergétique visent à atteindre la neutralité
carbone à horizon 2050. Les priorités d’action de la politique climatique et énergétique française sont en cours
d’actualisation avec la future Stratégie Française sur l’Énergie et le Climat (SFEC) avec notamment le document publié le
22 novembre 2023 par le Ministère de la Transition Ecologique en prévision de la consultation qui a été lancée en
décembre 2023. Par ailleurs, le scénario retenu par le Groupe est largement conforté par les principales conclusions du
rapport de la CRE d’avril 2023 sur l’avenir des infrastructures gazières ainsi par celles issues de la consultation publique
sur la «décarbonation du bâtiment» à l’été 2023 qui met en évidence les difficultés liées à une éventuelle interdiction
d’installation de nouvelles chaudières gaz dans les logements existants.

Les taux d’actualisation de l’ensemble de ces activités sont compris entre 4,9% et 9,4% en 2023. Ces taux étaient compris
entre 4,7% et 8,5% en 2022.

Résultats des tests de perte de valeur

Au 31 décembre 2023, aucune perte de valeur sur goodwill n’a été constatée compte tenu de la valeur recouvrable de
l’unité génératrice de trésorerie à laquelle il appartient.

Par ailleurs, des pertes de valeur d’actifs corporels d’un montant total de 82 millions d’euros ont néanmoins été
comptabilisées sur certains actifs de production de biométhane.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
96
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




Analyses de sensibilité

Compte tenu du caractère régulé des activités Infrastructures en France et du caractère progressif de la transition du gaz
naturel vers les gaz verts, une variation raisonnable des paramètres de valorisation (taux d’actualisation, taux d’inflation
et taux de rémunération des actifs) n’entraînerait pas de perte de valeur. Une évolution très substantielle du cadre
réglementaire et des orientations politiques pourrait avoir un impact significatif sur la valorisation des actifs d’infrastructures
gazières en France. À ce titre, il est rappelé, ci-après, la BAR 2023 des actifs Infrastructures gazières en France, ainsi que
les dotations aux amortissements relatives :

Dotations aux
En millions d'euros BAR 2023 amortissements
GRDF 16 941 (1 083)
GRTgaz 9 362 (546)
Storengy 4 120 (153)
Elengy 930 (61)




13.4.4 Energy Solutions

Au 31 décembre 2023, le goodwill s’élève à 1 209 millions d’euros, les immobilisations incorporelles à
2 351 millions d’euros et les immobilisations corporelles à 2 646 millions d’euros.

Energy Solutions englobe les activités de construction et de gestion d’infrastructures énergétiques décentralisées pour
produire de l’énergie (réseaux de chaleur et de froid, centrales de production d’énergie distribuée, parcs de production
d’énergie solaire distribuée, mobilité bas-carbone, ville et éclairage public bas-carbone…) et les services associés
(efficacité énergétique, maintenance technique, conseil en développement durable).

La valeur terminale retenue pour le calcul de la valeur d’utilité des activités de services et de commercialisation d’énergie,
en France, a été déterminée en extrapolant les flux de trésorerie au-delà du plan d’affaires à moyen terme en utilisant un
taux de croissance long terme de 2% par an.

Les principales hypothèses et estimations clés portent sur les taux d’actualisation et l’évolution des prix au-delà de l’horizon
liquide.

Les taux d’actualisation de ces activités sont compris entre 5,3% et 9% en 2023. Ces taux étaient compris entre 4,9% et
8,9% en 2022.

Résultats des tests de perte de valeur

Au 31 décembre 2023, aucune perte de valeur sur goodwill n’a été constatée compte tenu de la valeur recouvrable de
l’unité génératrice de trésorerie à laquelle il appartient.

Par ailleurs, des pertes de valeur d’actifs corporels d’un montant total de 137 millions d’euros ont néanmoins été
comptabilisées sur l’exercice, principalement en lien avec des renégociations sur des contrats arrivant prochainement à
échéance en France, des actifs ayant fait l’objet de révisions de perspectives à moyen et long terme ou ayant rencontré
des difficultés opérationnelles, en Allemagne et en Amérique du Nord.

Analyses de sensibilité

Compte tenu du caractère essentiellement contractuel des activités d’Energy Solutions, une variation raisonnable des
paramètres de valorisation n’entraînerait pas de perte de valeur sur le goodwill.

13.4.5 FlexGen

Au 31 décembre 2023, le goodwill s’élève à 1 123 millions d’euros, les immobilisations incorporelles à 894 millions d’euros
et les immobilisations corporelles à 5 883 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
97
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




FlexGen regroupe l’ensemble des activités permettant de compenser l’intermittence des énergies renouvelables grâce à
l’apport de flexibilité amont (production thermique flexible et stockage d’électricité, par pompage ou par batterie) et de
flexibilité aval (effacement ou déplacement de la consommation des clients BtoC). Elles apportent également des solutions
pour décarboner l’industrie avec l’hydrogène bas carbone. Le rôle de la GBU est clé dans la transition énergétique. Elle
comprend également le financement, la construction et l’exploitation d’usines de dessalement, couplées ou non aux
centrales de production d’électricité.

Les principales hypothèses et estimations clés portent sur les taux d’actualisation, l’évaluation de la demande d’électricité
et l’évolution du prix du CO2, des combustibles et de l’électricité au-delà de l’horizon liquide. Ces hypothèses portent
également sur la durée des mécanismes de taxation des rentes inframarginales en France et en Italie.

Les taux d’actualisation de ces activités sont compris entre 6,4% et 10,4% en 2023. Ces taux étaient compris entre 6% et
10,3% en 2022.

Résultats des tests de perte de valeur

Au 31 décembre 2023, aucune perte de valeur sur goodwill n’a été constatée compte tenu de la valeur recouvrable de
l’unité génératrice de trésorerie à laquelle il appartient.

Par ailleurs, des pertes de valeur d’actifs corporels d’un montant de 624 millions d’euros ont néanmoins été comptabilisées
sur l’exercice, notamment sur des actifs de production thermique charbon en Amérique du Sud dont le Groupe a décidé
l’accélération de la fin d’exploitation à compter de fin 2025, conformément au plan de décarbonation du Groupe.

Analyses de sensibilité

Une augmentation de 50 points de base des taux d’actualisation utilisés aurait un impact négatif de 1% sur la valeur
recouvrable des centrales thermiques en France, Belgique, Pays-Bas et Espagne, la valeur recouvrable du goodwill
demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une diminution de 50 points de base des taux d’actualisation utilisés
aurait un effet positif de 1% sur ce calcul.

La diminution de 10% de la marge captée par les centrales thermiques en France, Belgique, Pays-Bas et Espagne aurait
un impact négatif de 6% sur la valeur recouvrable du goodwill par rapport à la valeur comptable. Une augmentation de
10% de la marge captée aurait un effet positif de 6% sur ce calcul.

13.4.6 Retail

Au 31 décembre 2023, le goodwill s’élève à 1 838 millions d’euros, les immobilisations incorporelles à 610 millions d’euros
et les immobilisations corporelles à 136 millions d’euros.

Retail regroupe les activités de commercialisation de gaz et d’électricité aux clients finaux. Elle intègre également
l’ensemble des activités de services à destination des clients résidentiels.

La valeur terminale retenue pour le calcul de la valeur d’utilité des principales activités de services et de commercialisation
d’énergie en Europe a été déterminée en extrapolant les flux de trésorerie au-delà du plan d’affaires à moyen terme en
utilisant un taux de croissance long terme d’environ 2% par an.

Les taux d’actualisation de ces activités sont compris entre 8% et 10,6% en 2023. Ces taux étaient compris entre 7,8% et
10% en 2022.

Résultats des tests de perte de valeur

Au 31 décembre 2023, aucune perte de valeur sur goodwill n’a été constatée compte tenu de la valeur recouvrable de
l’unité génératrice de trésorerie à laquelle il appartient.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
98
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




Analyses de sensibilité

Compte tenu du caractère peu capitalistique des activités de Retail, une variation raisonnable des paramètres de
valorisation n’entraînerait pas de perte de valeur sur le goodwill.

13.4.7 Nucléaire

Au 31 décembre 2023, le goodwill est de 797 millions d’euros, les immobilisations incorporelles s’élèvent à
979 millions d’euros et les immobilisations corporelles à 1 045 millions d’euros.

Cet ensemble regroupe les activités de production d’électricité à partir du parc de centrales nucléaires du Groupe en
Belgique ainsi que des droits de tirage sur les centrales de Chooz B et Tricastin en France.

Présentation des hypothèses clés du test de perte de valeur

Le 29 juin 2023, ENGIE et le gouvernement belge ont signé un accord intermédiaire précisant les modalités de l’extension
des seules unités nucléaires de Doel 4 et Tihange 3. Cet accord est devenu liant suite à la signature des compléments
aux accords initiaux le 21 juillet 2023. Des accords transactionnels signés le 13 décembre 2023 sont venus préciser la
mise en œuvre des premiers accords de juin et juillet (cf. Note 17.2 «Obligations relatives aux installations de production
nucléaire»). Cet accord prévoit notamment la création d’une structure juridique dédiée aux deux unités nucléaires
prolongées, détenue à parité par l’État belge et ENGIE, alignant les intérêts entre les deux parties et assurant la pérennité
de leurs engagements. Le modèle économique de l’extension est construit sur base d’une répartition équilibrée des risques
à travers notamment un mécanisme de Contrat pour Différence garantissant la valeur des investissements de prolongation
avec un intéressement limité de l’opérateur industriel à une bonne performance technique et économique des installations.

Par ailleurs, pour l’horizon jusqu’à l’extension des deux unités nucléaires belges et pour celui couvrant les droits de tirage
sur les centrales nucléaires en France, les prévisions de flux de trésorerie reposent sur un nombre important d’hypothèses
clés telles que les valeurs assignées aux prix des combustibles et du CO2, l’évolution des prix de l’électricité, la disponibilité
des centrales, les perspectives futures des marchés, ainsi que l’évolution du cadre régulatoire (notamment sur la
prolongation des contrats de droits de tirage sur les centrales nucléaires en France et les mécanismes de taxation des
rentes inframarginales). Enfin, le taux d’actualisation constitue également une des hypothèses clés pour le calcul de la
valeur d’utilité de ces activités. Il s’établit à 7% pour l’exercice 2023, identique à celui de l’exercice 2022.

Les projections de trésorerie au-delà du plan d’affaires à moyen terme des droits de tirages sur les centrales de Chooz B
et Tricastin ont été déterminées sur la base de la durée résiduelle des contrats ainsi que sur une hypothèse de prolongation
de 10 ans.

En France, l’Autorité de Sureté Nucléaire a autorisé le redémarrage de Tricastin 1 le 20 décembre 2019 après son arrêt
pour quatrième visite décennale et a publié, le 3 décembre 2020, un projet de décision fixant les conditions de la poursuite
du fonctionnement des réacteurs de 900 MW au-delà de 40 ans. La voie est ainsi ouverte à la confirmation d’une
prolongation de 10 ans de la durée d’exploitation des réacteurs de la série des 900 MW à formaliser dans les prochaines
années après fixation des conditions de poursuite de l’exploitation par l’agence de sûreté nucléaire et enquête publique.
Le Groupe a donc tenu compte de la prolongation de 10 années des unités nucléaires, et des droits de tirage
correspondants, au-delà de leur quatrième visite décennale. La dernière visite décennale de Tricastin (VD4) a eu lieu en
2021, et celle Chooz B (VD3) en 2019. Cette hypothèse de prolongation était déjà prise en compte dans les tests de
dépréciation des exercices précédents.

Résultats du test de perte de valeur

La valeur recouvrable de l’activité Nucléaire demeure au-dessus de la valeur du goodwill particulièrement du fait de
l’excédent de valeur attaché aux unités en France.

Au terme de la procédure de révision initiée par la Commission des provisions nucléaires (CPN) en septembre 2022, le
scénario industriel et l’ensemble des hypothèses techniques et financières ont été approuvées le 7 juillet 2023. Il en résulte
une diminution de la provision pour démantèlement à hauteur de 646 millions d’euros (cf. Note 17.2 «Obligations relatives
aux installations de production nucléaire»), en contrepartie d’une diminution des actifs de démantèlement. Compte tenu




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
99
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 ACTIFS IMMOBILISÉS




des pertes de valeur comptabilisées sur certains de ces actifs au terme de l’exercice précédent, une reprise de perte de
valeur a été actée à concurrence de 400 millions d’euros.

Analyses de sensibilité

Une diminution du prix de l’électricité de 10 €/MWh sur la production électrique d’origine nucléaire en France, au-delà de
l’horizon liquide, se traduirait par une diminution de la valeur recouvrable de 0,5 milliard d’euros mais ne s’accompagnerait
pas d’une perte de valeur du goodwill.

Compte tenu, d’une part de la couverture du prix de l’énergie sur la production électrique des centrales belges, d’autre
part de la mise en place du mécanisme de Contrat pour Différence dans le cadre de l’extension des unités nucléaires de
Doel 4 et Tihange 3, la valeur recouvrable est peu sensible à la variation des prix de l’électricité sur la production électrique
d’origine nucléaire en Belgique.

Une augmentation de 50 points de base des taux d’actualisation se traduirait par une diminution non significative de la
valeur recouvrable sur les centrales belges.

Une diminution de 5% du taux de disponibilité des centrales nucléaires belges sur l’ensemble de leur horizon de production
se traduirait par une diminution de valeur de l’ordre de 0,3 milliard d’euros sur les centrales belges. Une diminution similaire
sur les centrales en France se traduirait par une diminution de la valeur recouvrable de 0,2 milliard d’euros mais ne
s’accompagnerait pas d’une perte de valeur.

13.4.8 Autres

Le goodwill s’élève à 346 millions d’euros au 31 décembre 2023. Cet ensemble regroupe les activités de gestion et
d’optimisation de l’énergie, de fourniture BtoB en France d’Entreprises & Collectivités (E&C), ainsi que du Corporate et
des holdings. Ces entités présentent des marges importantes entre la valeur recouvrable et la valeur nette comptable au
31 décembre 2023.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
100
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS

14.1 Actifs financiers

Principes comptables

Conformément aux principes de la norme IFRS 9 – Instruments financiers, les actifs financiers sont comptabilisés et
évalués soit au coût amorti, soit à la juste valeur par capitaux propres, soit à la juste valeur par résultat en fonction des
deux critères suivants :

• un premier critère relatif aux caractéristiques des flux de trésorerie contractuels de chaque instrument. L’analyse
des caractéristiques des flux de trésorerie contractuels vise à déterminer si ces flux sont «uniquement des
remboursements de principal et des versements d’intérêts sur le principal restant dû» (dit test «SPPI» ou Solely
Payments of Principal and Interest) ;
• un second critère relatif au modèle économique utilisé par l’entreprise pour gérer ses actifs financiers. La norme
IFRS 9 définit trois modèles économiques différents. Un premier modèle économique dont l’objectif est de
détenir des actifs afin d’en percevoir les flux de trésorerie contractuels, un deuxième modèle dont l’objectif
économique est atteint à la fois par la perception de flux de trésorerie contractuels et par la vente d’actifs
financiers et les «autres» modèles économiques.

L'identification du modèle économique et l'analyse des caractéristiques des flux de trésorerie contractuels nécessitent
du jugement pour s'assurer que les actifs financiers sont classés dans la catégorie appropriée.

Lorsque l’actif financier est un placement dans un instrument de capitaux propres, et qu’il n’est pas détenu à des fins
de transaction, le Groupe peut faire le choix irrévocable de présenter les profits et pertes sur ce placement en autres
éléments du résultat global.

À l’exception des créances commerciales, qui sont évaluées conformément à leur prix de transaction au sens de la
norme IFRS 15, les actifs financiers sont, lors de leur comptabilisation initiale, évalués à leur juste valeur majorée, dans
le cas d’un actif financier qui n’est pas évalué à la juste valeur par résultat, des coûts de transaction directement
attribuables à leur acquisition.

Lors de chaque clôture, les actifs financiers évalués selon la méthode du coût amorti ou à la juste valeur par capitaux
propres (recyclable) font l’objet d’un test de dépréciation basé sur la méthode d’estimation des pertes de crédit
attendues.

Les actifs financiers comprennent également les instruments financiers dérivés qui sont conformément aux dispositions
de la norme IFRS 9 évalués à leur juste valeur.

Conformément à IAS 1, le Groupe présente séparément dans l’état de la situation financière les actifs courants et non
courants, et les passifs courants et non courants. Au regard de la majorité des activités du Groupe, il a été considéré
que le critère à retenir pour la classification est le délai de réalisation de l’actif ou de règlement du passif : en courant si
ce délai est inférieur à 12 mois et en non courant s’il est supérieur à 12 mois.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
101
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




Les différentes catégories d’actifs financiers ainsi que leur ventilation entre la part non courante et courante sont
présentées dans le tableau ci-après :

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Non Non
En millions d'euros Notes courant Courant Total courant Courant Total
Autres actifs financiers 14.1 14 817 2 170 16 987 10 599 2 394 12 992
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par
capitaux propres 1 902 ‐ 1 902 1 217 ‐ 1 217
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par
résultat 222 ‐ 222 278 ‐ 278
Instruments de dette à la juste valeur par capitaux
propres 1 753 119 1 873 2 128 290 2 418
Instruments de dette à la juste valeur par résultat 2 915 654 3 569 1 178 568 1 745
Prêts et créances au coût amorti 8 024 1 397 9 421 5 798 1 537 7 334
Créances commerciales et autres débiteurs 7.2 ‐ 20 092 20 092 ‐ 31 310 31 310
Actifs de contrats 7.2 1 9 530 9 531 9 12 575 12 584
Trésorerie et équivalents de trésorerie ‐ 16 578 16 578 ‐ 15 570 15 570
Instruments financiers dérivés 14.4 12 764 8 481 21 245 33 134 15 252 48 386
TOTAL 27 582 56 850 84 433 43 741 77 101 120 843



14.1.1 Autres actifs financiers

14.1.1.1 Instruments de capitaux propres à la juste valeur


Principes comptables

Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres (OCI)

La norme IFRS 9 permet de faire le choix irrévocable de présenter dans les autres éléments du résultat global les
variations de la juste valeur d'un placement dans un instrument de capitaux propres qui n'est pas détenu à des fins de
transaction. Ce choix se fait instrument par instrument (c'est-à-dire, titre par titre). Les montants présentés dans les
autres éléments du résultat global ne doivent pas être transférés ultérieurement au résultat y compris les résultats de
cessions. La norme autorise cependant à transférer le cumul des profits et des pertes à une autre composante des
capitaux propres. Les dividendes de tels placements sont comptabilisés en résultat à moins que le dividende ne
représente clairement la récupération d'une partie du coût d’investissement.

Les instruments de capitaux propres comptabilisés dans cette rubrique concernent principalement les participations
dans des sociétés non contrôlées par le Groupe et pour lesquelles l’option de valorisation par capitaux propres a été
retenue compte tenu de leur caractère stratégique et long terme.

Lors de leur comptabilisation initiale, ces instruments de capitaux propres sont comptabilisés à leur juste valeur, c’est-
à-dire généralement leur coût d’acquisition, majorée des coûts de transaction.

Aux dates de clôture, pour les instruments cotés, la juste valeur est déterminée sur base du cours de bourse à la date
de clôture considérée. Pour les titres non cotés, la juste valeur est évaluée à partir de modèles d’évaluation basés
principalement sur les dernières opérations de marché, l’actualisation de dividendes ou de flux de trésorerie et la valeur
de l’actif net.

Instruments de capitaux propres à la juste valeur par résultat

Les instruments de capitaux propres qui sont détenus à des fins de transaction ou pour lesquels le Groupe n’a pas fait
le choix d’une valorisation en juste valeur par les autres éléments du résultat global sont évalués à la juste valeur par
le compte de résultat.

Cette catégorie inclut essentiellement des participations du Groupe dans des sociétés non contrôlées.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
102
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




Lors de leur comptabilisation initiale, ces instruments de capitaux propres sont comptabilisés à leur juste valeur, c’est-
à-dire généralement leur coût d’acquisition.

Aux dates de clôture, en ce qui concerne les instruments cotés et ceux non cotés, les mêmes règles d’évaluation que
celles décrites ci-dessus s’appliquent.


Instruments de capitaux Instruments de capitaux
propres à la juste valeur par propres à la juste valeur
En millions d'euros capitaux propres par résultat Total
AU 31 DECEMBRE 2022 1 217 278 1 495
Acquisitions 666 84 749
Cessions (105) (4) (109)
Variations de juste valeur 136 (49) 87
Variations de périmètre, change et divers (11) (87) (98)
AU 31 DECEMBRE 2023 1 902 222 2 124
Dividendes 2 7 8


Les instruments de capitaux propres se répartissent entre 1 653 millions d’euros d’instruments cotés (875 millions d’euros
au 31 décembre 2022) et 473 millions d’euros d’instruments non cotés (620 millions d’euros au 31 décembre 2022). La
variation de juste valeur comprend notamment l’impact de la dépréciation sur la participation minoritaire du Groupe dans
Nord Stream AG, dont la valeur a été ramenée à zéro (90 millions d’euros au 31 décembre 2022). Ce changement de
juste valeur de l’actif n’impacte pas le compte de résultat de la période et est porté directement en diminution des autres
éléments du résultat global.

14.1.1.2 Instruments de dette à la juste valeur


Principes comptables

Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres

Les actifs financiers dont la détention s’inscrit dans un modèle économique mixte de collecte et vente et dont les flux
de trésorerie contractuels sont uniquement constitués de paiements relatifs au principal et aux intérêts (dit «SPPI»),
sont évalués à la juste valeur par OCI (recyclable). Ceci implique un modèle d’évaluation mixte par le compte de résultat
pour les intérêts (au coût amorti en utilisant la méthode dite du taux d’intérêt effectif), les dépréciations et les gains ou
pertes de change et par OCI (recyclable) pour les autres gains ou pertes.

Cette rubrique reprend essentiellement des titres obligataires.

Les gains ou pertes de valeur de ces instruments sont comptabilisées en autres éléments du résultat global (OCI), à
l'exception des éléments suivants, qui sont comptabilisés en résultat :
• les pertes et reprises de pertes calculées selon la méthode des pertes de crédit attendues ;
• les profits et pertes de change.

Lorsque l’actif financier est décomptabilisé, le gain ou la perte cumulé qui était précédemment comptabilisé dans les
autres éléments du résultat global est reclassé des capitaux propres en compte de résultat.

Instruments de dette à la juste valeur par résultat

Les actifs financiers dont les flux de trésorerie contractuels ne sont pas uniquement constitués de paiements relatifs au
principal et à ses intérêts (dit «SPPI») ou dont la détention s’inscrit dans un «autre» modèle économique sont évalués
à leur juste valeur par le compte de résultat.

Les placements du Groupe dans des fonds du type OPCVM sont comptabilisés dans cette rubrique. Ils sont considérés
comme des instruments de dette, au sens de la norme IAS 32 – Instruments financiers : Présentation, compte tenu de
l’existence d’une obligation de rachat des parts chez l’émetteur, et ce, sur simple demande du détenteur. Ils sont évalués




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
103
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




à la juste valeur par résultat car les caractéristiques des flux de trésorerie contractuels ne répondent pas au test dit
SPPI.

Instruments
Instruments liquides de
liquides de dette dette destinés
destinés au au placement
placement de la de la
Instruments de dette à trésorerie à la juste Instruments de dette trésorerie à la
la juste valeur par valeur par capitaux à la juste valeur par juste valeur
En millions d'euros capitaux propres propres résultat par résultat Total
AU 31 DECEMBRE 2022 2 418 ‐ 977 769 4 163
Acquisitions 2 147 ‐ 2 942 228 5 317
Cessions (2 717) (24) (1 375) (139) (4 255)
Variations de juste valeur 25 ‐ 141 26 192
Variations de périmètre, change et divers ‐ 24 ‐ ‐ 24
AU 31 DECEMBRE 2023 1 873 ‐ 2 685 884 5 441



Les instruments de dette à la juste valeur au 31 décembre 2023 comprennent essentiellement les obligations et OPCVM
détenus par Synatom pour 4 536 millions d’euros (cf. Note 17.2.4 «Actifs financiers dédiés à la couverture des dépenses
futures de démantèlement des installations nucléaires et de gestion des matières fissiles irradiées»), et des instruments
liquides venant en réduction de l’endettement financier net pour 884 millions d’euros (respectivement
3 350 millions d’euros et 769 millions d’euros au 31 décembre 2022).

14.1.1.3 Prêts et créances au coût amorti


Principes comptables

Les prêts et créances financières détenus par le Groupe dans le cadre d’un modèle économique consistant à détenir
l’instrument afin d’en percevoir les flux de trésorerie contractuels, et dont les flux de trésorerie contractuels sont
uniquement constitués de paiements relatifs à son principal et à ses intérêts (dit test «SPPI»), sont comptabilisés au
coût amorti. Les intérêts sont calculés selon la méthode du taux d’intérêt effectif.

Les éléments suivants sont comptabilisés en résultat :

• les produits d'intérêt déterminés sur base de la méthode du taux d'intérêt effectif ;
• les pertes et reprises de pertes calculées selon la méthode des pertes de crédit attendues ;
• les profits et pertes de change.

Le Groupe a conclu des contrats de concessions avec certaines autorités publiques au titre desquels les travaux de
construction, d'extension ou d'amélioration de l'infrastructure sont réalisés en contrepartie d’un droit inconditionnel à
recevoir du concessionnaire un paiement en trésorerie ou en autres actifs financiers. Dans ce cas, le Groupe constate
une créance financière sur le concédant.

Le Groupe a conclu des contrats de services ou des contrats take-or-pay qui sont ou contiennent des contrats de
location et dans lesquels le Groupe agit comme bailleur et ses clients comme preneurs. Ces contrats font l’objet d’une
analyse selon les principes d’IFRS 16 afin de déterminer s’ils qualifient de contrats de location simple ou de contrats de
location-financement. Si un contrat transfère au client, le preneur, la quasi-totalité des risques et avantages inhérents à
la propriété de l’actif, ce contrat est considéré comme un contrat de location-financement et une créance financière est
constatée pour refléter le financement accordé par le Groupe à son client.

Les dépôts de garantie provenant des contrats de location sont également présentés dans cette rubrique. Ils sont
comptabilisés à leur valeur nominale.

Il convient de se reporter à la Note 15 «Risques liés aux instruments financiers» en ce qui concerne l’appréciation du
risque de contrepartie.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
104
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




31 déc. 2023 31 déc. 2022
En millions d'euros Non courant Courant Total Non courant Courant Total
Prêts aux sociétés affiliées et autres instruments de dette
au coût amorti 5 021 350 5 371 3 583 427 4 010
Autres créances au coût amorti 219 648 867 261 734 995
Créances de concessions 2 349 211 2 559 1 564 187 1 751
Créances de location financement 435 188 624 390 189 579
TOTAL 8 024 1 397 9 421 5 798 1 537 7 334


Les prêts aux sociétés affiliées et autres instruments de dette au coût amorti comprennent la trésorerie des instruments
de dette de Synatom en attente de placement pour 3 777 millions d’euros (2 270 millions d’euros au 31 décembre 2022)
(cf. Note 17.2.4 «Actifs financiers dédiés à la couverture des dépenses futures de démantèlement des installations
nucléaires et de gestion des matières fissiles irradiées»).

Les créances de concession s’élèvent à 2 559 millions d’euros au 31 décembre 2023 (1 751 millions d’euros au
31 décembre 2022). Elles concernent principalement les concessions de transport d’électricité Novo Estado et Gralha Azul
au Brésil, ainsi que la concession de Kathu Solar Park (RF) Proprietary Trading en Afrique du Sud.

Les gains et pertes nets enregistrés en résultat sur les prêts et créances au coût amorti sont les suivants :

Évaluation ultérieure à l'acquisition
Perte de valeur
En millions d’euros Intérêts Effet de change attendue
AU 31 DÉCEMBRE 2023 280 (35) (6)
AU 31 DÉCEMBRE 2022 211 (64) (6)


Créances de location-financement

Ces contrats relèvent de la norme IFRS 16. Il s’agit de contrats de vente d’énergie qui confèrent l’usage exclusif d’un actif
de production au profit de l’acheteur d’énergie et de certains contrats avec des clients industriels portant sur des actifs
détenus par le Groupe.

Le Groupe a ainsi comptabilisé des créances de location-financement notamment au titre des centrales de cogénération
destinées à Wapda et NTDC (Uch – Pakistan) dont l’un des contrats a été prolongé au cours de 2023.

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Paiements minimaux non actualisés 1 006 758
Valeur résiduelle non garantie revenant au bailleur 46 12
TOTAL INVESTISSEMENT BRUT 1 052 770
Produits financiers non acquis 276 47
INVESTISSEMENT NET (BILAN) 776 723
Dont valeur actualisée des paiements minimaux 733 718
Dont valeur résiduelle non garantie actualisée 43 5



Les paiements minimaux futurs non actualisés à recevoir au titre des contrats de location-financement s’analysent comme
suit :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Au cours de la 1ère année 222 137
De la 2ème à la 5ème année comprise 360 376
Au-delà de la 5ème année 423 245
TOTAL 1 006 758




14.1.2 Créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrat

Les créances commerciales et autres débiteurs ainsi que les actifs de contrat sont présentés dans la Note 7.2 «Créances
commerciales et autres débiteurs, actifs et passifs de contrats».




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
105
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




14.1.3 Trésorerie et équivalents de trésorerie


Principes comptables

La trésorerie et les équivalents de trésorerie comprennent les disponibilités ainsi que les placements à court terme qui
sont considérés comme facilement convertibles en un montant de trésorerie connu et qui sont soumis à un risque
négligeable de changement de valeur au regard des critères prévus par IAS 7.

Les découverts bancaires sont exclus de la notion de trésorerie et équivalents de trésorerie et sont comptabilisés en
tant que dettes financières courantes.

Les différents éléments de trésorerie et d’équivalents de trésorerie font l’objet d’un test de dépréciation conformément
aux dispositions de la norme IFRS 9 sur les pertes de crédit attendues.


Le poste de «Trésorerie et équivalents de trésorerie» s’élève à 16 578 millions d’euros au 31 décembre 2023 contre
15 570 millions d’euros au 31 décembre 2022. Il est composé d’OPCVM monétaires réguliers à liquidité jour (49%), de
dépôts à terme et comptes courants à moins d’un mois (40%) et de dépôts à moins de trois mois et autres produits (11%).

Ce poste comprend les fonds levés dans le cadre de l’émission des «obligations vertes» (cf. Chapitre 5 du Document
d’Enregistrement Universel) et non encore alloués à des projets éligibles.

Le résultat enregistré sur le poste de «Trésorerie et équivalents de trésorerie» au 31 décembre 2023 s’établit à
596 millions d’euros, contre 196 millions d’euros en 2022.

14.1.4 Transferts d’actifs financiers

Au 31 décembre 2023, l’encours cédé au titre d’opérations de ventes réelles et sans recours d'actifs financiers conduisant
à une décomptabilisation totale, est de l’ordre de 1,3 milliard d’euros (contre 3,7 milliards d’euros au 31 décembre 2022).

14.1.5 Actifs financiers et instruments de capitaux propres donnés en garantie de dettes
financières

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Actifs financiers et instruments de capitaux propres donnés en garantie 3 685 3 532


Ce poste est principalement constitué de la valeur comptable des instruments de capitaux propres qui ont été donnés en
garantie de dettes financières.




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106
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NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




14.2 Passifs financiers

Principes comptables

Les emprunts et autres passifs financiers sont évalués selon la méthode du coût amorti en utilisant le taux d’intérêt
effectif de l’emprunt.

Lors de leur comptabilisation initiale, les primes/décotes d’émission, primes/décotes de remboursement et frais
d’émission sont comptabilisés en augmentation ou diminution de la valeur nominale des emprunts concernés. Ces
éléments sont pris en compte dans le calcul du taux d’intérêt effectif et sont donc comptabilisés en résultat sur la durée
de vie de l’emprunt sur la base du coût amorti.

Dans le cas de dettes structurées sans composante capitaux propres, le Groupe peut être amené à séparer un
instrument dérivé dit «incorporé». En cas de séparation d’un dérivé incorporé, la valeur comptable initiale de la dette
structurée est ventilée en une composante «dérivé incorporé», à hauteur de la juste valeur de l’instrument dérivé
incorporé et une composante «passif financier» déterminée par différence entre le montant de l’émission et la juste
valeur du dérivé incorporé. Cette séparation des composantes de l’instrument lors de la comptabilisation initiale ne
donne lieu à la comptabilisation d’aucun profit ni perte.

Ultérieurement, la dette est comptabilisée au coût amorti selon la méthode du taux d’intérêt effectif tandis que le dérivé
est évalué à la juste valeur et les variations de juste valeur sont comptabilisées en résultat.

Les passifs financiers sont comptabilisés soit :

• en «Passifs au coût amorti» pour les dettes financières, les dettes fournisseurs et autres créanciers, et les
autres passifs financiers ;
• en «Passifs évalués à la juste valeur par résultat» pour les instruments financiers dérivés et pour les passifs
financiers désignés comme tels.



Les différents passifs financiers au 31 décembre 2023 ainsi que la ventilation entre leur part non courante et courante sont
présentés dans le tableau ci-après :

31 déc. 2023 31 déc. 2022
En millions d'euros Notes Non courant Courant Total Non courant Courant Total
Emprunts 14.3 37 920 9 367 47 287 28 083 12 508 40 591
Fournisseurs et autres créanciers 14.2 ‐ 22 955 22 955 ‐ 39 801 39 801
Passifs de contrats 7.2 93 3 960 4 053 121 3 292 3 412
Instruments financiers dérivés 14.4 16 755 7 806 24 561 39 417 11 859 51 276
Autres passifs financiers 82 ‐ 82 90 ‐ 90
TOTAL 54 851 44 087 98 938 67 711 67 460 135 171



14.2.1 Fournisseurs et autres créanciers

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Fournisseurs 22 188 39 165
Dettes sur immobilisations 787 636
TOTAL 22 976 39 801


La valeur comptable de ces passifs financiers constitue une évaluation appropriée de leur juste valeur.

L’évolution du solde des fournisseurs provient essentiellement de la diminution du prix des matières premières durant
l'exercice.




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107
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




14.2.2 Passifs de contrat

Les passifs de contrat sont présentés dans la Note 7.2 «Créances commerciales et autres débiteurs, actifs et passifs de
contrats».

14.3 Endettement financier net

14.3.1 Endettement financier net par nature

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Non Non
En millions d'euros courant Courant Total courant Courant Total
Emprunts Emprunts obligataires 29 217 1 039 30 256 21 007 2 550 23 557
Emprunts bancaires 5 985 763 6 748 4 679 797 5 476
Titres négociables à court terme 5 606 5 606 7 386 7 386
Dettes de location 2 677 470 3 147 2 482 393 2 875
Autres emprunts (1) 41 1 034 1 074 (85) 768 682
Découverts bancaires et comptes courants de
trésorerie 455 455 615 615
TOTAL EMPRUNTS 37 920 9 367 47 287 28 083 12 508 40 591
Autres actifs financiers Autres actifs financiers venant en réduction de
l'endettement financier net (2) (303) (1 111) (1 414) (249) (1 133) (1 383)
Trésorerie et équivalents de
trésorerie Trésorerie et équivalents de trésorerie (16 578) (16 578) (15 570) (15 570)
Instruments financiers
dérivés Instruments financiers dérivés relatifs à la dette (3) 177 20 198 394 22 416
ENDETTEMENT FINANCIER NET 37 795 (8 302) 29 493 28 228 (4 174) 24 054
(1) Ce poste comprend la revalorisation de la composante taux des dettes dans le cadre d’une stratégie de couverture de juste valeur
pour -41 millions d’euros, les appels de marge sur dérivés de couverture de la dette positionnés au passif pour 481 millions d’euros
et l’impact du coût amorti pour 268 millions d’euros (contre respectivement -200, 364 et 144 millions d’euros au 31 décembre 2022).
(2) Ce montant inclut notamment les actifs liés au financement pour 105 millions d’euros, les instruments liquides de dette destinés
aux placements de trésorerie pour 884 millions d’euros et appels de marge sur dérivés de couverture de la dette positionnés à l'actif
pour 425 millions d’euros (contre respectivement 67, 769 et 547 millions d’euros au 31 décembre 2022).
(3) Il s’agit de la composante taux de la juste valeur des instruments dérivés rentrant dans une relation de couverture de juste valeur
de la dette ; ainsi que des composantes change et intérêts courus non échus de la juste valeur de l'ensemble des instruments
dérivés relatifs à la dette, qualifiés ou non de couverture.

La juste valeur des emprunts (hors dettes de location) s’élève au 31 décembre 2023 à 42 994 millions d’euros pour une
valeur comptable de 44 111 millions d’euros.

Les produits et charges financiers relatifs à la dette financière sont présentés dans la Note 10 «Résultat financier».




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108
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




14.3.2 Réconciliation entre l’endettement financier net et les flux issus des activités de
financement


Flux issus des
activités
opérationnelles
et
d'investissement
Flux issus et variation de la Variations
des trésorerie et Variation de
31 déc. activités de équivalents de de juste Ecarts de périmètre 31 déc.
En millions d'euros 2022 financement trésorerie valeur conversion et Autres 2023
Emprunts Emprunts obligataires 23 557 6 628 ‐ ‐ 24 48 30 256
Emprunts bancaires (1) 5 476 (216) ‐ ‐ 5 1 483 6 748
Titres négociables à court terme 7 386 (1 761) ‐ ‐ (18) ‐ 5 606
Dettes de location (2) (3) 2 875 (418) ‐ ‐ (31) 721 3 147
Autres emprunts 682 (129) ‐ 570 16 (65) 1 074
Découverts bancaires et comptes
courants de trésorerie 615 (173) ‐ ‐ (14) 27 455
TOTAL EMPRUNTS 40 591 3 930 ‐ 570 (18) 2 214 47 287
Autres actifs
Autres actifs financiers venant en
financiers
réduction de l'endettement financier
net (1 383) 15 ‐ (50) 5 (1) (1 414)
Trésorerie et
équivalents de
Trésorerie et équivalents de
trésorerie ‐ ‐
trésorerie (15 570) (887) 188 (309) (16 578)
Instruments Instruments financiers dérivés
financiers dérivés
relatifs à la dette 416 118 ‐ (104) (232) ‐ 198
ENDETTEMENT FINANCIER NET 24 054 4 063 (887) 417 (57) 1 904 29 493
(1) Emprunts bancaires : le montant de 1 483 millions d’euros dans la colonne «Variations de périmètres et Autres» correspond
principalement à la consolidation par intégration globale de Kathu Solar Park pour un montant de 475 millions d’euros ainsi qu’à
l’effet de comptabilisation des emprunts bancaires de Broad Reach Power (436 millions d'euros) et BTE Renewables (301 millions
d’euros) suite à leur acquisition.
(2) Dettes de location : le montant de -418 millions d’euros dans la colonne «Flux issus des activités de financement» correspond aux
paiements de la dette de location hors intérêts (le total des sorties de trésorerie relatives aux contrats de location s’élève à
-480 millions d’euros dont 62 millions d’euros d’intérêts).
(3) Dettes de location : le montant de 721 millions d’euros dans la colonne «Variations de périmètres et Autres» correspond
principalement à la comptabilisation, pour un montant de 324 millions d’euros, de nouveaux droits d'utilisation relatifs à la location
de navires GNL.


14.3.3 Description des principaux événements de la période

14.3.3.1 Incidence des variations de périmètre et des variations de change sur l’évolution
de l’endettement financier net

Au cours de l’année 2023, les variations de change se sont traduites par une diminution de l’endettement financier net de
-57 millions d’euros, dont -179 millions d’euros sur le dollar américain et +94 millions d’euros sur le real brésilien.

Les cessions et les acquisitions au cours de 2023 (y compris les effets de variations de périmètres) ont impacté la dette
nette à hauteur de 3 102 millions d’euros. Cette évolution provient pour l’essentiel des éléments suivants :

• des cessions d’actifs réalisées sur la période se traduisant par une réduction de l’endettement financier net de
246 millions d’euros (cf. Note 4.1 «Cessions réalisées au cours de l’exercice 2023»), dont aucune n’est
individuellement significative.
• des acquisitions réalisées sur l’exercice, qui se traduisent par une augmentation de l’endettement financier net de
3 348 millions d’euros (cf. Note 4.2 «Acquisitions réalisées au cours de l’exercice 2023»). Elles comprennent :
− l’acquisition de Broad Reach Power aux États-Unis, spécialisée dans les activités de stockage par batterie ;
− la consolidation par intégration globale de Kathu Solar Park (RF) Proprietary Trading en Afrique du Sud, suite
à l’acquisition d’une participation complémentaire ;




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
109
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




− l’acquisition des activités de BTE Renewables, opérant en Afrique du Sud ;
− l’acquisition d’Ixora Energy Ltd au Royaume-Uni, spécialisée dans la production de biométhane.

14.3.3.2 Opérations de financement et de refinancement

Le Groupe a effectué les principales opérations suivantes au cours de l’année 2023 :

ENGIE SA

• le 11 janvier 2023, ENGIE SA a procédé à une émission obligataire verte d’un montant total de
3 025 millions d’euros :

− une tranche de 1 000 millions d’euros, portant un coupon de 3,625%, et arrivant à échéance le 11 janvier 2030,
augmentée de 100 millions d’euros le 14 août 2023,
− une tranche de 1 000 millions d’euros, portant un coupon de 4%, et arrivant à échéance le 11 janvier 2035,
augmentée de 75 millions d’euros le 2 juin 2023, et de 100 millions d’euros le 6 juin 2023,
− une tranche de 750 millions d’euros, portant un coupon de 4,25%, et arrivant à échéance le 11 janvier 2043 ;

• le 1er février 2023, ENGIE SA a procédé au remboursement à l’échéance d’un emprunt obligataire de
742 millions d’euros, portant un coupon de 3% ;

• le 28 février 2023, ENGIE SA a procédé au remboursement à l’échéance d’un emprunt obligataire vert de
500 millions d’euros, portant un coupon de 0,375% ;

• le 3 avril 2023, ENGIE SA a procédé à une émission obligataire verte de 650 millions de livres sterling
(752 millions d’euros), portant un coupon de 5,625% et arrivant à échéance le 3 avril 2053 ;

• le 3 juillet 2023, ENGIE SA a procédé à une émission obligataire verte de 190 millions de francs suisses
(197 millions d’euros), portant un coupon de 2,34% et arrivant à échéance le 4 janvier 2027, ainsi qu’à une
émission obligataire verte de 225 millions de francs suisses (233 millions d’euros), portant un coupon de 2,49%
et arrivant à échéance le 4 juillet 2031 ;

• le 6 septembre 2023, ENGIE SA a procédé à une émission obligataire d’un montant total de 3 000 millions d’euros :

− une tranche de 500 millions d’euros, portant un coupon de 3,75%, et arrivant à échéance le 6 septembre 2027,
− une tranche de 800 millions d’euros, portant un coupon de 3,875%, et arrivant à échéance le 6 janvier 2031,
− une tranche de 800 millions d’euros, portant un coupon de 4,25%, et arrivant à échéance le 6 septembre 2034,
− une tranche verte de 900 millions d’euros, portant un coupon de 4,5%, et arrivant à échéance le
6 septembre 2042 ;

• le 6 décembre 2023, ENGIE SA a procédé à une émission obligataire d’un montant total de 1 500 millions d’euros :

− une tranche de 600 millions d’euros, portant un coupon de 3,625%, et arrivant à échéance le 6 décembre 2026,
− une tranche verte 900 millions d’euros, portant un coupon de 3,875%, et arrivant à échéance le
6 décembre 2033.

Autres entités du Groupe

• le 24 juin 2023, ENGIE Alliance a procédé au remboursement à l’échéance d’un emprunt obligataire de
1 000 millions d’euros, portant un coupon de 5,75%.

• en décembre 2023, EBE a procédé à une émission obligataire de 2,5 milliards de reals brésiliens
(464 millions d’euros), portant un coupon à taux variable.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
110
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




14.4 Instruments financiers dérivés

Principes comptables

Les instruments financiers dérivés sont évalués à leur juste valeur. Cette juste valeur est déterminée sur la base de
données de marché, disponibles auprès de contributeurs externes. En l’absence de référence externe, une valorisation
fondée sur des modèles internes reconnus par les intervenants sur le marché et privilégiant des données directement
dérivées de données observables telles que des cotations de gré à gré sera utilisée.

La variation de juste valeur des instruments dérivés est enregistrée au compte de résultat sauf lorsqu’ils sont désignés
comme instruments de couverture dans une couverture de flux de trésorerie ou d’un investissement net. Dans ce cas,
les variations de valeur des instruments de couverture sont comptabilisées directement en capitaux propres, hors part
inefficace des couvertures.

Le Groupe utilise des instruments financiers dérivés pour gérer et réduire son exposition aux risques de marché
provenant de la fluctuation des taux d’intérêt, des cours de change et des prix des matières premières, en particulier
sur les marchés du gaz et de l’électricité. Le recours à des produits dérivés s’exerce dans le cadre d’une politique
Groupe en matière de gestion des risques de taux, change et matières premières (cf. Note 15 «Risques liés aux
instruments financiers»).

Les instruments financiers dérivés sont des contrats, dont la valeur est affectée par la variation d’un ou plusieurs
paramètres observables, qui ne requièrent pas d’investissement significatif et prévoient un règlement à une date future.

Les instruments financiers dérivés couvrent les contrats de type swaps, options, futures, swaptions, mais également
les engagements d’achat ou vente à terme de titres cotés ou non cotés ainsi que certains engagements fermes ou
optionnels d’achat ou vente d’actifs non financiers donnant lieu à livraison physique du sous-jacent.

Concernant plus particulièrement les contrats d’achat et de vente d’électricité et de gaz naturel, le Groupe conduit
systématiquement une analyse visant à déterminer si le contrat a été négocié dans le cadre de ses activités dites
«normales» et doit ainsi être exclu du champ d’application de la norme IFRS 9. Cette analyse consiste en premier lieu
à démontrer que le contrat est conclu et maintenu en vue de la réception ou la livraison physique des matières
premières, selon les besoins prévus par le Groupe en matière d’achat, de vente ou d’utilisation pour des volumes
destinés à être utilisés ou vendus par le Groupe selon une échéance raisonnable, dans le cadre de son exploitation.

En complément, il convient de démontrer que le Groupe n’a pas de pratique de règlement net au titre de contrats
similaires et que ces contrats ne sont pas assimilables à des ventes d’options. En particulier, dans le cas des ventes
d’électricité et de gaz offrant à la contrepartie une flexibilité sur les volumes vendus, le Groupe opère la distinction entre
les contrats de vente assimilables à des ventes de capacités – considérés comme entrant dans le cadre de l’activité
usuelle du Groupe – et les contrats de vente assimilables à des ventes d’options financières, qui seront comptabilisés
comme des instruments financiers dérivés.

Seuls les contrats respectant l’intégralité de ces conditions sont considérés comme exclus du champ d’application
d’IFRS 9. Cette analyse donne lieu à la constitution d’une documentation spécifique.

Dérivés incorporés

Au niveau du Groupe, les principaux contrats susceptibles de contenir des dérivés dits «incorporés» sont les contrats
contenant des clauses ou options pouvant affecter le prix, le volume ou la maturité du contrat. Il s’agit en particulier des
contrats d’achat ou de vente d’actifs non financiers dont le prix est susceptible d’être révisé en fonction d’un index, du
cours d’une monnaie étrangère ou du prix d’un autre actif que celui sous-jacent au contrat.

Un dérivé incorporé est une composante d’un contrat hybride comprenant également un contrat hôte non dérivé, qui a
pour effet de faire varier certains des flux de trésorerie de l’instrument composé d’une manière similaire à un dérivé
autonome.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
111
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




Lorsqu’un contrat hybride comporte un contrat hôte qui est un actif entrant dans le champ d’application de la norme
IFRS 9, le Groupe applique les principes de présentation et d’évaluation décrit au paragraphe 18.1. à l’intégralité du
contrat hybride.

A l’inverse, lorsque le contrat hybride comporte un contrat hôte qui n’est pas un actif entrant dans le champ d’application
de la norme IFRS 9, le dérivé incorporé doit être séparé du contrat hôte et être comptabilisé en tant que dérivé si et
seulement si :

• les caractéristiques économiques et les risques que présente le dérivé incorporé ne sont pas étroitement liés
aux caractéristiques économiques et aux risques que présente le contrat hôte ;
• un instrument autonome qui comporterait les mêmes conditions que le dérivé incorporé entrerait dans la
définition d’un dérivé ; et
• le contrat hybride n’est pas évalué à la juste valeur avec comptabilisation des variations de la juste valeur en
résultat net (c’est-à-dire qu’un dérivé qui est incorporé dans un passif financier à la juste valeur par le biais du
résultat net n’est pas séparé).

Lorsqu’un dérivé incorporé à un contrat hôte est séparé, il est évalué dans l’état de la situation financière à la juste
valeur et les variations de juste valeur sont enregistrées en résultat (lorsque le dérivé incorporé n’est pas documenté
dans une relation de couverture).

Instruments dérivés de couverture : comptabilisation et présentation

Les instruments financiers dérivés qualifiés d’instruments de couverture sont systématiquement comptabilisés dans
l’état de la situation financière à leur juste valeur. Néanmoins, leur mode de comptabilisation varie selon qu’ils sont
qualifiés de (i) couverture de juste valeur d’un actif ou passif, (ii) couverture de flux de trésorerie ou (iii) couverture d’un
investissement net réalisé dans une entité étrangère.

Couverture de juste valeur

Une couverture de juste valeur permet de se prémunir contre le risque provenant des variations de juste valeur d’actifs,
de passifs, tels que prêts et emprunts à taux fixe ou d’actifs, de passifs ou d’engagements fermes en devises étrangères.

Les variations de juste valeur de l’instrument de couverture sont enregistrées en résultat de la période. De manière
symétrique, l’élément couvert est réévalué au titre du risque couvert par le résultat de la période même si l’élément
couvert est normalement dans une catégorie dans laquelle les variations de juste valeur sont comptabilisées en autres
éléments du résultat global. Ces deux réévaluations se compensent au sein du compte de résultat, au montant près de
la part inefficace de la couverture.

Couverture de flux de trésorerie

Il s’agit de la couverture d’une exposition provenant du risque de variation future d’un ou plusieurs flux de trésorerie
affectant le résultat consolidé. Les flux de trésorerie couverts peuvent provenir de contrats sur actifs financiers ou non
financiers déjà traduits dans l’état de la situation financière, ou de transactions futures non encore traduites dans l’état
de la situation financière, dès lors que ces transactions présentent un caractère hautement probable.

Les variations de juste valeur de l’instrument financier dérivé sont comptabilisées nettes d’impôt en autres éléments du
résultat global pour la part efficace et en résultat de la période pour la part inefficace. Les gains ou pertes accumulés
en capitaux propres doivent être reclassés en résultat dans la même rubrique que l’élément couvert – à savoir résultat
opérationnel courant pour les couvertures de flux d’exploitation et résultat financier pour les autres couvertures –
pendant les mêmes périodes au cours desquelles le flux de trésorerie couvert affecte le résultat.

Si la relation de couverture est interrompue, notamment parce qu’elle n’est plus considérée comme efficace, les gains
ou pertes accumulés au titre de l’instrument dérivé sont maintenus en capitaux propres jusqu’à l’échéance de la
transaction couverte, sauf si l’entité s’attend à ce que la transaction prévue ne se réalise pas : les gains et pertes
comptabilisés en capitaux propres sont alors reclassés immédiatement au compte de résultat.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
112
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




Couverture d’un investissement net réalisé dans une entité étrangère

De façon similaire à la couverture de flux de trésorerie, les variations de juste valeur de l’instrument financier dérivé
sont comptabilisées nettes d’impôt en autres éléments du résultat global pour la part efficace attribuable au risque de
change couvert et en résultat pour la part inefficace. Les gains ou pertes accumulés en capitaux propres sont repris en
résultat à la date de liquidation ou de cession de l’investissement net.

Instruments dérivés de couverture : identification et documentation des relations de couverture

Le Groupe identifie l’instrument financier de couverture et l’élément couvert dès la mise en place de la couverture et
documente formellement la relation de couverture en identifiant la stratégie de couverture, le risque couvert et la
méthode utilisée pour évaluer l’efficacité de la couverture. Seuls les instruments dérivés négociés avec des
contreparties externes au Groupe sont considérés comme éligibles à la comptabilité de couverture.

Dès l’initiation et de manière continue durant tous les exercices pour lesquels la couverture a été désignée, le Groupe
démontre et documente l’efficacité de la relation de couverture.

La démonstration de l’efficacité des couvertures est conduite de façon prospective et rétrospective. Elle est établie par
recours à différentes méthodologies, principalement fondées sur la comparaison entre variations de juste valeur ou de
flux de trésorerie sur l’élément couvert et sur l’instrument de couverture. Le Groupe retient également les méthodes
fondées sur les analyses de corrélation statistique entre historiques de prix.

Dérivés non qualifiés de couverture : comptabilisation et présentation

Il s’agit notamment des instruments financiers dérivés correspondant à des couvertures économiques mais qui n’ont
pas été ou ne sont plus documentés dans des relations de couverture comptable.

Lorsqu’un instrument financier dérivé n’a pas été (ou n’est plus) qualifié de couverture, ses variations de juste valeur
successives sont comptabilisées directement en résultat de la période, au sein (i) du résultat opérationnel courant pour
les instruments dérivés sur actifs non financiers et (ii) du résultat financier pour les instruments dérivés de change, de
taux ou sur actions.

Les instruments financiers dérivés non qualifiés de couverture sont présentés dans l’état de la situation financière en
courant pour les instruments de négoce pour compte propre sur matière première et pour les dérivés à échéance de
moins de 12 mois et en non courant pour les autres.

Évaluation de la juste valeur

La juste valeur des instruments cotés sur un marché actif est déterminée par référence à leur cotation. Dans ce cas,
ces instruments sont présentés en niveau 1 d’évaluation de juste valeur.

La juste valeur des instruments financiers non cotés pour lesquels il existe des données observables sur un marché est
déterminée en utilisant des techniques d’évaluation telles que les modèles d’évaluation retenus pour les options ou en
utilisant la méthode des flux de trésorerie actualisés.

Les modèles utilisés pour évaluer ces instruments intègrent des hypothèses basées sur des données de marché :

• la juste valeur des swaps de taux d’intérêt est calculée sur la base des flux de trésorerie futurs actualisés ;
• la juste valeur des contrats de change à terme et des swaps de devises est calculée par référence aux cours
actuels pour des contrats ayant des profils de maturité similaires en actualisant le différentiel de flux futurs de
trésorerie (différence entre le cours à terme du contrat et le cours à terme recalculé en fonction des nouvelles
conditions de marché appliquées au montant nominal) ;
• la juste valeur des options de change ou de taux est déterminée à partir de modèles de valorisation d’options ;
• les contrats dérivés de matières premières sont valorisés en fonction des cotations du marché sur la base des
flux de trésorerie futurs actualisés (contrats fermes : commodity swap ou commodity forward) et de modèles de
valorisation d’options (contrats optionnels) pour lesquels il peut être nécessaire d’observer la volatilité des prix
du marché. Pour les contrats dont la maturité excède la profondeur des transactions pour lesquelles les prix




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
113
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




sont observables ou qui sont particulièrement complexes, les valorisations peuvent s’appuyer sur des
hypothèses internes ;
• dans le cas de contrats complexes négociés avec des établissements financiers indépendants, le Groupe utilise
exceptionnellement des évaluations effectuées par les contreparties.

Ces instruments sont présentés en niveau 2 d’évaluation de juste valeur, sauf dans le cas où leur évaluation dépend
significativement de paramètres non observables. Dans ce dernier cas, ils sont présentés en niveau 3 d’évaluation de
juste valeur. Il s’agit le plus souvent d’instruments financiers dérivés dont la maturité excède l’horizon d’observabilité
des prix à terme du sous-jacent ou dont certains paramètres tels que la volatilité du sous-jacent n’étaient pas
observables.

Sauf cas d’accord de collatéralisation ou autres accords de compensation, le risque de contrepartie est incorporé dans
la juste valeur des instruments dérivés actifs et passifs. Il est calculé selon la méthode dite des «pertes attendues»
(«Expected loss») et tient compte de l’exposition au risque de défaut, de la probabilité de défaut ainsi que du taux de
perte en cas de défaut. La probabilité de défaut est déterminée sur la base des notations de crédit («credit rating»)
attribuées à chaque contrepartie (approche dite «des probabilités historiques»).

Compensation des actifs et passifs financiers dans l’état de la situation financière

Les actifs et passifs financiers font l’objet d’une présentation nette dans l’état de la situation financière lorsque les
critères de compensation de la norme IAS 32 sont remplis. La compensation porte sur des instruments conclus avec
des contreparties pour lesquelles les conditions contractuelles prévoient un règlement net des transactions ainsi qu’un
accord de collatéralisation (appels de marge). En particulier, la compensation des actifs et passifs dérivés relatifs à des
matières premières est réalisée pour des transactions conclues avec une même contrepartie, dans la même devise,
par type de matière première et point de livraison et ayant des maturités identiques.



Les instruments financiers dérivés à l’actif et au passif sont évalués à la juste valeur et s’analysent comme suit :

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Actifs Passifs Actifs Passifs
Non Non Non Non
En millions d'euros courant Courant Total courant Courant Total courant Courant Total courant Courant Total
Instruments financiers
dérivés relatifs à la
dette 279 111 390 457 131 588 226 92 319 620 114 735
Instruments financiers
dérivés relatifs aux
matières premières 10 984 8 344 19 328 15 132 7 516 22 648 30 932 15 076 46 008 37 210 11 698 48 907
Instruments financiers
dérivés relatifs aux
autres éléments (1) 1 501 26 1 526 1 167 159 1 325 1 975 84 2 059 1 587 47 1 634
TOTAL 12 764 8 481 21 245 16 755 7 806 24 561 33 134 15 252 48 386 39 417 11 859 51 276
(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments
dérivés de couverture (non qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de l’agrégat
endettement financier net, ainsi que les instruments de couverture d’investissement net.

Le montant net des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières présenté dans l’état de la situation
financière est déterminé après la prise en compte des accords de compensation répondant aux critères énoncés au
paragraphe 42 d’IAS 32. Cette compensation génère des effets au bilan en 2023 de l’ordre de 9,2 milliards d’euros et porte
principalement sur des dérivés OTC conclus avec des contreparties pour lesquelles les conditions contractuelles prévoient
un règlement net des transactions ainsi qu’un accord de collatérisation (appels de marge).

Le solde des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières est en baisse par rapport au
31 décembre 2022, en raison de la diminution du prix des matières premières sur 2023. Ces dérivés ont pour échéance
principalement 2024 et 2025. Cette juste valeur intègre les paramètres de marché au 31 décembre 2023, notamment la
réserve «bid ask», dont la mise à jour a eu pour effet de refléter la volatilité des prix des matières premières observés sur
les marchés. Sur les principaux marchés où le Groupe opère (Europe, États-Unis, Singapour), une variation de 10% à la




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
114
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




hausse ou à la baisse de ces paramètres de marché (dont l’écart «bid ask») impacterait la juste valeur des dérivés
concernés à hauteur de respectivement de -85 millions d’euros (hausse) et +85 millions d’euros (baisse).

14.4.1 Compensation des instruments financiers dérivés actifs et passifs

Le montant net des instruments financiers dérivés après prise en compte d’accords de compensation globale exécutoires
ou d’accords similaires, qu’ils soient ou non compensés selon le paragraphe 42 d’IAS 32, sont présentés dans le tableau
ci-après :

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Montant net Montant net
présenté dans Autres accords présenté dans Autres accords
l'état de la de l'état de la de
Montant situation compensation Montant Montant situation compensation Montant
(2) (2)
En millions d'euros brut financière (1) net Total brut financière (1) net Total

Instruments financiers
dérivés relatifs aux
Actifs matières premières 28 522 19 328 (4 927) 14 401 72 322 46 008 (8 866) 37 142
Instruments financiers
dérivés relatifs à la
dette et aux autres
éléments 1 917 1 917 (469) 1 448 2 378 2 378 (364) 2 014
Instruments financiers
dérivés relatifs aux
Passifs matières premières (31 843) (22 648) 3 898 (18 750) (75 221) (48 907) 5 094 (43 813)

Instruments financiers
dérivés relatifs à la
dette et aux autres
éléments (1 913) (1 913) 415 (1 498) (2 369) (2 369) 547 (1 822)
(1) Montant net présenté dans l’état de la situation financière après prise en compte des accords de compensations répondant aux
critères énoncés au paragraphe 42 d’IAS 32. Compte tenu de la volatilité des prix des matières premières, cette compensation
génère des effets importants dans l’état de la situation financière en 2023 et porte principalement sur des dérivés OTC conclus
avec des contreparties pour lesquelles les conditions contractuelles prévoient un règlement net des transactions ainsi qu’un accord
de collatéralisation (appels de marge).
(2) Les autres accords de compensation comprennent les collatéraux et autres instruments de garanties, ainsi que les accords de
compensation qui ne satisfont pas aux critères énoncés au paragraphe 42 d’IAS 32.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
115
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




14.5 Juste valeur des instruments financiers par niveau

14.5.1 Actifs financiers

Les actifs financiers évalués à la juste valeur se répartissent de la manière suivante entre les différents niveaux de juste
valeur :

31 déc. 2023 31 déc. 2022
En millions d'euros Total Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3
Autres actifs financiers (hors prêts et créances au coût
amorti) 7 552 6 189 ‐ 1 363 5 658 4 225 ‐ 1 433
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par
capitaux propres 1 902 1 653 ‐ 249 1 217 875 ‐ 342
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par
résultat 222 ‐ ‐ 222 278 ‐ ‐ 278
Instruments de dette à la juste valeur par capitaux
propres 1 873 1 873 ‐ ‐ 2 418 2 418 ‐ ‐
Instruments de dette à la juste valeur par résultat 3 555 2 663 ‐ 891 1 745 933 ‐ 813
Instruments financiers dérivés 21 245 43 20 087 1 114 48 386 138 44 730 3 518
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 390 ‐ 390 ‐ 319 ‐ 319 ‐
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières
premières - afférents aux activités de portfolio
management (1) 16 614 ‐ 16 263 351 40 992 ‐ 40 825 168
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières
premières - afférents aux activités de trading (1) 2 714 43 1 907 764 5 016 138 1 528 3 350
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres
éléments 1 526 ‐ 1 526 ‐ 2 059 ‐ 2 059 ‐
TOTAL 28 796 6 232 20 087 2 477 54 044 4 363 44 730 4 951
(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières classés en niveau 3 comprennent principalement des contrats
d’approvisionnement long terme de gaz et des contrats d’électricité évalués à la juste valeur par résultat. En raison des incertitudes
géopolitiques, la juste valeur des contrats souscrits auprès des fournisseurs russes tient compte, depuis 2022, des aléas liés aux
interruptions d’approvisionnement en gaz naturel.

La définition de ces 3 niveaux de juste valeur est présentée dans la Note 14.4 «Instruments financiers dérivés».

Autres actifs financiers (hors prêts et créances au coût amorti)

La variation des instruments de capitaux propres et de dette à la juste valeur de niveau 3 s’analyse comme suit :

Instruments
de capitaux Instruments Instruments Autres actifs
propres à la de dette à la de capitaux Instruments financiers
juste valeur juste valeur propres à la de dette à la (hors prêts et
par capitaux par capitaux juste valeur juste valeur créances au
En millions d'euros
propres propres par résultat par résultat coût amorti)
AU 31 DÉCEMBRE 2022 342 ‐ 278 813 1 433
Acquisitions 14 ‐ 84 228 326
Cessions ‐ (24) (4) (139) (167)
Variations de juste valeur (1) (95) ‐ (49) (11) (156)
Variations de périmètre, change et divers (13) 24 (87) 1 (75)
AU 31 DÉCEMBRE 2023 249 ‐ 222 891 1 363
Gains/(pertes) enregistrés en résultat relatifs aux instruments
détenus à la fin de période (50)
(1) Les variations de juste valeur comprennent notamment la diminution de la valeur de la participation minoritaire du Groupe dans Nord
Stream AG pour -90 millions d’euros (cf. Note 14.1.1.1 «Instruments de capitaux propres à la juste valeur»).




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116
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS




Instruments financiers dérivés

La variation des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières afférents aux activités de niveau 3 s’analyse
comme suit :


En millions d'euros Net Actif/(Passif)
AU 31 DÉCEMBRE 2022 1 837
Variations de juste valeur enregistrées en résultat (3 697)
Dénouements 644
Transfert depuis le niveau 3 vers les niveaux 1 et 2 (40)
Juste valeur nette enregistrée en résultat (1 256)
Gains/(pertes) Day-One différés (16)
AU 31 DÉCEMBRE 2023 (1 271)



14.5.2 Passifs financiers

Les instruments financiers positionnés au passif se répartissent de la manière suivante entre les différents niveaux de
juste valeur :

31 déc. 2023 31 déc. 2022
En millions d'euros Total Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3
Dettes financières rentrant dans une relation de
couverture de juste valeur 5 755 ‐ 5 755 ‐ 3 679 ‐ 3 679 ‐
Dettes financières ne rentrant pas dans une relation de
couverture de juste valeur 37 239 23 251 13 988 ‐ 31 500 17 093 14 407 ‐
Instruments financiers dérivés 24 561 112 22 063 2 385 51 276 ‐ 49 595 1 681
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 588 ‐ 588 ‐ 735 ‐ 735 ‐
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières
premières - afférents aux activités de portfolio
management (1) 20 933 ‐ 20 081 852 48 907 ‐ 47 227 1 681
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières
premières - afférents aux activités de trading (1) 1 715 112 70 1 533 ‐ ‐ ‐ ‐
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres
éléments 1 325 ‐ 1 325 ‐ 1 634 ‐ 1 634 ‐
TOTAL 67 555 23 363 41 806 2 385 86 455 17 093 67 682 1 681
(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières classés en niveau 3 comprennent principalement des contrats
d’approvisionnement long terme de gaz et des contrats d’électricité évalués à la juste valeur par résultat. En raison des incertitudes
géopolitiques, la juste valeur des contrats souscrits auprès des fournisseurs russes tient compte, depuis 2022, des aléas liés aux
interruptions d’approvisionnement en gaz naturel.

La définition de ces trois niveaux de juste valeur est présentée dans la Note 14.4 «Instruments financiers dérivés».

Dettes financières rentrant dans une relation de couverture de juste valeur

Les dettes financières comportent des emprunts obligataires rentrant dans une relation de couverture de juste valeur
présentés dans ce tableau en niveau 2. Ces emprunts ne sont réévalués qu’au titre de leur composante taux, dont la juste
valeur est déterminée sur base de données observables.

Dettes financières ne rentrant pas dans une relation de couverture de juste valeur

Les emprunts obligataires cotés sont classés en niveau 1.

Les autres dettes financières ne rentrant pas dans une relation de couverture de juste valeur sont présentées dans ce
tableau en niveau 2. La juste valeur de ces emprunts est déterminée à partir des flux futurs actualisés et repose sur des
paramètres observables directement ou indirectement.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
117
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS

Le Groupe utilise principalement des dérivés pour couvrir son exposition aux risques de marché. La gestion des risques
financiers (hors risques de marché sur matières premières présentée ci-après) est présentée dans le chapitre 2 «Facteurs
de risque» du Document D’enregistrement Universel.

15.1 Risques de marché

15.1.1 Risques de marché sur matières premières

Les activités comportant des risques de marché sur matières premières sont principalement :

• les activités de gestion de portefeuille (appelées portfolio management) ; et
• les activités de trading.

Le Groupe distingue principalement deux types de risques de marché sur matières premières : les risques de prix
directement liés aux fluctuations des prix de marché et les risques de volume inhérents à l'activité.

Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé aux risques de marché sur matières premières, en particulier gaz
naturel, électricité, charbon, pétrole et produits pétroliers, autres combustibles, CO 2 et autres produits verts. Il intervient
sur ces marchés de l’énergie, soit à des fins d’approvisionnement, soit pour optimiser et sécuriser sa chaîne de production
et de vente d’énergie. Le Groupe a également recours à des produits dérivés pour offrir à ses clients des instruments de
couverture et pour couvrir ses propres positions.

15.1.1.1 Activités de portfolio management

Le portfolio management est l’activité d’optimisation de la valeur de marché des actifs (centrales électriques, contrats
d’approvisionnement en gaz, charbon, vente d’énergies, stockage par pompage et par batterie et transport de gaz) aux
différents horizons de temps (long terme, moyen terme, court terme). Cette optimisation consiste à :

• garantir l’approvisionnement et assurer les équilibres entre besoins et ressources physiques ;
• gérer les risques de marché (prix, volume) afin d’extraire le maximum de valeur des portefeuilles dans un cadre
de risque donné.

Le cadre de risque consiste à sécuriser la trajectoire financière du Groupe sur l’horizon budgétaire et à lisser les résultats
à moyen terme (3 ou 5 ans selon la maturité des marchés). Il incite les gestionnaires de portefeuille à couvrir
économiquement leur portefeuille.

Les sensibilités du portefeuille d’instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés dans le cadre des activités
de portfolio management au 31 décembre 2023 sont présentées dans le tableau ci-après. Compte tenu de la volatilité du
prix des matières premières depuis 2022, impactant plus particulièrement la zone européenne, les hypothèses de prix
pour le gaz naturel et l’électricité en Europe ont été revues à la hausse l’an dernier. Ces sensibilités continuent à être
établies dans un contexte d’incertitude.

Ces nouvelles hypothèses ne constituent pas une estimation des prix de marché futurs et ne sont par ailleurs pas
représentatives des évolutions futures du résultat et des capitaux propres du Groupe dans la mesure, notamment, où elles
ne comprennent pas les sensibilités des éléments couverts sous-jacents (contrats d’achat et de vente de matières
premières), non comptabilisés en juste valeur.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
118
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Analyse de sensibilité (1)

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Impact sur le Impact sur les Impact sur le Impact sur les
Variations de résultat avant capitaux propres résultat avant capitaux propres
En millions d'euros prix impôts avant impôts impôts avant impôts
Produits pétroliers +10 $US/bbl ‐ 64 ‐ 81
Gaz naturel - Europe (2) -10 €/MWh (411) (1 288) (700) (1 237)
Gaz naturel - Europe (2) +10 €/MWh 398 1 288 700 1 237
Gaz naturel - Reste du monde (2) +3 €/MWh 37 138 29 206
Electricité - Europe (2) -20 €/MWh (353) 338 (51) 245
Electricité - Europe (2) +20 €/MWh 353 (338) 51 (245)
Electricité - Reste du monde (2) +5 €/MWh (166) ‐ (122) ‐
Droits d'émission de gaz à effet de serre +2 €/ton 12 9 24 1
EUR/USD +10% (40) (111) 36 (186)
EUR/GBP +10% 66 ‐ (17) (34)
(1) Les sensibilités, présentées ci-dessus, portent uniquement sur les instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés à
des fins de couverture dans le cadre des activités de portfolio management.
(2) À noter que pour décembre 2023 et par rapport aux sensibilités présentées, des variations de prix plus extrêmes à la hausse, bien
que difficilement quantifiables, pourraient intervenir en fonction de l’évolution de la situation économique ou politique. Par exemple,
un changement de prix à la hausse de 50€/MWh pour le gaz naturel et 100€/MWh pour l’électricité impacterait les sensibilités de
l’ordre de +8,4 milliards d’euros et +0,1 milliard d’euros, respectivement sur le gaz naturel et l’électricité.

La baisse en 2023 des prix de marché des matières premières a contribué à des variations importantes de la juste valeur
de nos instruments financiers, impactant le compte de résultat (cf. Note 8 «Charges opérationnelles») ainsi que les autres
éléments du résultat global du Groupe (cf. «État du résultat global»).

Les capitaux propres sont sensibles à la variation des prix de l’électricité en Europe compte tenu de l’application, depuis
2023, de la comptabilité de couverture de flux de trésorerie à certaines couvertures d’approvisionnements au sein des
activités de commercialisation en France, Belgique et Pays-Bas ainsi que la couverture de certains de nos actifs de
production sur ces mêmes périmètres. L’extension attendue de cette pratique à d’autres stratégies de couverture devrait
contribuer à réduire à l’avenir la sensibilité sur le résultat avant impôts.

15.1.1.2 Activités de trading

Le chiffre d’affaires des activités de trading s’élève à 3 441 millions d’euros au 31 décembre 2023
(contre 4 499 millions d’euros en 2022).

Les activités de trading du Groupe sont réalisées principalement :

• au sein d’ENGIE Global Markets. Ses missions consistent à gérer les risques du portefeuille énergétique physique
et financier pour le Groupe ou des clients externes, en leur offrant un accès au marché et en mettant en place des
stratégies de couverture sur mesure.
• au sein d’ENGIE SA au titre de l’optimisation d’une partie de son portefeuille de contrats d’approvisionnement long
terme de gaz, d’un contrat d’échange d’électricité et d’une partie de son portefeuille de contrats de ventes de gaz
auprès des entités commercialisatrices en France et au Benelux et des centrales électriques en France et en
Belgique.

Ces entités interviennent sur les marchés organisés ou de gré à gré sur des instruments dérivés tel que les futures, les
forwards, les swaps ou les options. Les expositions des activités de trading sur les marchés de l’énergie sont strictement
encadrées par un suivi quotidien du respect de la limite de Value at Risk (VaR).

La quantification du risque de marché des activités de trading par la VaR fournit une mesure du risque, tous marchés et
produits confondus. La VaR représente la perte potentielle maximale sur la valeur d’un portefeuille compte tenu d’un
horizon de détention et d’un intervalle de confiance. La VaR ne constitue pas une indication des résultats attendus mais
fait l’objet d’un backtesting régulier.

Le Groupe utilise un horizon de détention de 1 jour et un intervalle de confiance de 99% pour le calcul de la VaR.
Ce dispositif est complété par un scénario de stress tests, conformément aux exigences de la réglementation bancaire.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
119
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




La VaR présentée ci-après correspond aux VaR globales des entités ayant des activités de trading du Groupe.

Value at Risk

En millions d'euros 31 déc. 2023 2023 moyenne (1) Maximum 2023 (2) Minimum 2023(2) 2022 moyenne (1)
Activités de trading 14 15 39 4 33
(1) Moyenne des VaR quotidiennes.
(2) Maximum et minimum observés des VaR quotidiennes en 2023.

Les limites de VaR sont fixées dans le cadre d’une gouvernance Groupe, qui a été renforcée depuis le début de la crise
pour tenir compte d’un contexte de marchés plus volatils. Le minimum et le maximum, en 2023, sont à comparer
respectivement à 6 millions d’euros et à 143 millions d’euros en 2022.

Le suivi permanent des risques de marché et l’application stricte de ces mesures ont permis au Groupe de réaliser ses
activités de trading de manière encadrée au cours de l’exercice.

15.1.2 Couvertures des risques de marché sur matières premières

Instruments dérivés de couverture et sources d’inefficacité de couverture

Le Groupe engage des opérations de couverture de flux de trésorerie (cash flow hedges), en utilisant les instruments
dérivés proposés sur les marchés organisés ou de gré à gré, qu’ils soient fermes ou optionnels, pour réduire les risques
sur matières premières liés principalement aux flux de trésorerie futurs de ventes et d’achats fermes ou anticipés de
matières premières. Ces instruments peuvent être réglés en net ou par livraison physique.

Les sources d’inefficacité de couverture découlent principalement d’incertitudes entourant le calendrier et, des décalages
potentiels des dates de règlement et, dans un contexte de volatilité des prix de marché des matières premières, des indices
entre les instruments dérivés et les expositions sous-jacentes associées.

Les justes valeurs des instruments financiers dérivés sur matières premières sont présentées dans le tableau ci-dessous :

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Actifs Passifs Actifs Passifs
Non Non Non Non
En millions d'euros courant Courant courant Courant courant Courant courant Courant
Instruments financiers dérivés afférents aux
activités de portfolio management 10 984 5 630 (15 132) (5 801) 30 932 10 060 (37 210) (11 698)
Couverture de flux de trésorerie 1 648 4 268 (2 321) (5 782) 3 538 4 400 (2 483) (4 140)
Autres instruments financiers dérivés 9 336 1 362 (12 811) (19) 27 394 5 660 (34 726) (7 558)
Instruments financiers dérivés afférents aux
activités de trading ‐ 2 714 ‐ (1 715) ‐ 5 016 ‐ ‐
TOTAL 10 984 8 344 (15 132) (7 516) 30 932 15 076 (37 210) (11 698)


Les justes valeurs, telles qu’indiquées dans le tableau ci-dessus, reflètent les montants pour lesquels les actifs pourraient
être échangés, ou les passifs éteints à la date de clôture. Ces justes valeurs ne sont pas représentatives des flux de
trésorerie futurs probables dans la mesure où les positions (i) sont sensibles aux mouvements de prix, (ii) peuvent être
modifiées par des nouvelles transactions, et (iii) peuvent être compensées par des flux de trésorerie futurs des transactions
sous-jacentes.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
120
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




15.1.2.1 Couvertures de flux de trésorerie

Par type de matières premières, la juste valeur des instruments de couverture de flux de trésorerie se détaille comme suit :

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Actifs Passifs Actifs Passifs
Non Non Non Non
En millions d'euros courant Courant courant Courant courant Courant courant Courant
Gaz naturel 760 1 848 (1 052) (2 733) 3 204 3 825 (1 825) (3 149)
Electricité 660 2 081 (1 057) (2 664) 114 324 (208) (521)
Pétrole 227 338 (211) (384) 219 248 (449) (470)
Autres (1) 1 1 (1) (1) 1 3 (1) 1
TOTAL 1 648 4 268 (2 321) (5 782) 3 538 4 400 (2 483) (4 140)
(1) Comprend essentiellement les couvertures de change sur matières premières.



Montants notionnels (nets) (1)
Les montants notionnels des instruments de couverture de flux de trésorerie ainsi que leurs échéances sont indiqués
ci-après :

Au-delà Total au
Unité 2024 2025 2026 2027 2028 de 5 ans 31 déc. 2023
Gaz naturel GWh 138 694 21 168 (8 934) (1 392) 422 ‐ 149 958
Electricité GWh 88 624 50 082 16 065 8 515 871 (648) 163 509
Produits pétroliers Milliers de barils (11 916) (5 240) ‐ ‐ ‐ ‐ (17 156)
Change Millions d'euros 2 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 2
Droits d'émission de gaz à effet de serre Milliers de tonnes (228) (64) (187) 20 20 ‐ (439)
(1) Position acheteuse/(vendeuse).



Effets de la comptabilité de couverture sur la situation financière et la performance du Groupe

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Juste valeur Nominal Juste valeur Nominal
En millions d'euros Actif Passif Total Total Total Total
Couverture de flux de
trésorerie 5 916 (8 103) (2 187) 10 553 1 315 39 983
TOTAL 5 916 (8 103) (2 187) 10 553 1 315 39 983


Les justes valeurs présentées ci-dessus sont de signe positif dans le cas d’un actif et de signe négatif dans le cas d’un
passif.




Variation de la Variation de la
juste valeur juste valeur Part Montant reclassé
Nominal utilisée pour comptabilisée inefficace des capitaux Ligne du
et Juste déterminer la part dans les capitaux comptabilisée propres en compte de
En millions d'euros encours Valeur inefficace propres (1) en résultat (1) résultat (1) résultat

Couverture des Instruments Résultat
flux de trésorerie de opérationnel
couverture 10 553 (2 187) (3 873) 120 711 courant
Éléments
couverts (4 944)
(1) Gains/(pertes).

L’inefficacité de couverture, dont le montant en 2023 est affecté par la volatilité des prix des matières premières au cours
de l’exercice et la décorrélation partielle des différents marchés notamment en Europe, est calculée sur la base de
l’évolution de la juste valeur de l’instrument de couverture par rapport à l’évolution de la juste valeur des éléments couverts
depuis la mise en place de la couverture. La juste valeur des instruments de couverture au 31 décembre 2023 reflète
l’évolution cumulative de la juste valeur des instruments de couverture depuis la mise en place des couvertures.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
121
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Maturité des instruments financiers dérivés de matières premières désignés comme couverture de flux de
trésorerie

Au-delà de 5 Total au 31 Total au 31
En millions d'euros 2024 2025 2026 2027 2028 ans déc. 2023 déc. 2022
Juste valeur des dérivés
par date de maturité (1 459) (692) (7) (14) (5) (10) (2 187) 1 315


Montants présentés dans l’état des variations de capitaux propres et du résultat global

Le tableau ci-après présente un rapprochement de chaque composante des capitaux propres et une analyse des autres
éléments du résultat global :

Couverture de flux de trésorerie
En millions d'euros Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières
Au 31 DÉCEMBRE 2022 (699)
Part efficace comptabilisée en capitaux propres (3 873)
Montant recyclé des capitaux propres en résultat 711
Écarts de conversion ‐
Variations de périmètre et autres 9
Au 31 DÉCEMBRE 2023 (3 852)




15.1.2.2 Autres instruments financiers dérivés sur matières premières

Les autres instruments financiers dérivés sur matières premières regroupent :

• les contrats de vente et d’achat de matières premières qui n’ont pas été mis en place ou ne continuent pas d’être
détenus afin de donner lieu à un achat ou à une vente avec livraison de volumes auxquels s’attend le Groupe en
matière d’achat, de vente ou d’utilisation dans le cadre de son exploitation ;
• les dérivés incorporés ; et
• les instruments financiers dérivés qui ne qualifient pas de couverture selon les critères définis par IFRS 9 ou que
le Groupe a décidé de ne pas qualifier de couverture.

15.1.3 Risque de change

Le Groupe est exposé aux risques de change définis comme l’impact sur l’état de situation financière et le compte de
résultat des fluctuations des taux de change dans l’exercice de ses activités opérationnelles et financières. Ceux-ci se
déclinent en (i) un risque transactionnel lié aux opérations courantes, (ii) un risque transactionnel spécifique lié aux projets
d’investissement, de fusion-acquisition ou de cession, et (iii) un risque translationnel qui provient de la conversion lors de
la consolidation des éléments du bilan et du compte de résultat des entités ayant une devise fonctionnelle différente de
l’euro. Les principales expositions au risque translationnel correspondent aux actifs en dollar américain, en réal brésilien
et en livre sterling.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
122
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




15.1.3.1 Instruments financiers par devise

La ventilation par devise de l’encours des emprunts et de l’endettement financier net, avant et après prise en compte des
instruments dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :




15.1.3.2 Analyse de sensibilité au risque de change

L'analyse de sensibilité du compte de résultat financier au risque de change (hors impact de conversion du résultat des
entités étrangères) a été établie sur la base de l’ensemble des instruments financiers gérés par la trésorerie et présentant
un risque de change (y compris les instruments financiers dérivés).

L’analyse de sensibilité des capitaux propres au risque de change a été établie sur la base de l’ensemble des instruments
financiers qualifiés de couverture d’investissement net à la date de clôture.

Pour le risque de change, la sensibilité correspond à une variation des cours de change des devises contre l'euro de plus
ou moins 10% par rapport au cours de clôture.

31 déc. 2023
Impact sur les capitaux
Impact sur le résultat propres
En millions d'euros +10% (1) -10% (1) +10% (1) -10% (1)
Expositions libellées dans une autre devise que la devise fonctionnelle des sociétés les portant
dans leurs états de situation financière (2) (32) 32 NA NA
Instruments financiers (dettes et dérivés) qualifiés de couvertures d'investissement net (3) NA NA 410 (410)
(1) +(-)10% : dépréciation (appréciation) de 10% de l’ensemble des devises face à l’euro.
(2) Hors dérivés qualifiés de couvertures d’investissement net.
(3) Cette variation est compensée par un effet de sens inverse sur l’investissement net en devises couvert.


15.1.4 Risque de taux d’intérêt

L’objectif du Groupe est de maîtriser son coût de financement en limitant l’impact des variations de taux d’intérêt sur son
compte de résultat et pour ce faire, la politique du Groupe est donc d’opérer un arbitrage entre taux fixe, taux variable et
taux variable protégé («taux variable cappé») au niveau de la dette nette du Groupe, la répartition pouvant évoluer dans
une fourchette définie par le management du Groupe en fonction du contexte de marché.

Pour gérer la structure de taux d’intérêt de sa dette nette, le Groupe a recours à des instruments de couverture,
essentiellement des swaps et des options sur taux.

Le Groupe a également recours à des pré-couvertures de taux d’intérêt à terme visant à protéger le taux des
refinancements d’une partie de sa dette.




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123
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




15.1.4.1 Instruments financiers par type de taux

La ventilation par type de taux de l’encours des emprunts et de l’endettement financier net, avant et après prise en compte
des instruments dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :




15.1.4.2 Analyse de sensibilité au risque de taux d’intérêt

L'analyse de sensibilité a été établie sur la base de la situation de l’endettement net (y compris instruments financiers
dérivés de taux d’intérêt et de change liés à la dette nette) à la date de clôture.

Pour le risque de taux d’intérêt, la sensibilité correspond à une variation de la courbe de taux de plus ou moins 100 points
de base par rapport aux taux d’intérêt en vigueur à la date de clôture.

31 déc. 2023
Impact sur le résultat Impact sur les capitaux propres
En millions d'euros +100 points de base -100 points de base +100 points de base -100 points de base
Charge nette d'intérêts sur le nominal de la dette nette à
taux variable et les jambes à taux variable des dérivés (29) 29 NA NA
Variation de juste valeur des dérivés non qualifiés de
couverture (39) 43 NA NA
Variation de juste valeur des dérivés de couverture de
flux de trésorerie NA NA 280 (343)




15.1.5 Couvertures du risque de change ou de taux d’intérêt

15.1.5.1 Gestion du risque de change

Le risque de change (FX) est présenté et géré à l’échelle du Groupe conformément à une politique validée par le
management du Groupe. Cette politique distingue trois sources de risque de change principales :

• risque transactionnel lié aux opérations courantes

Le risque transactionnel lié aux opérations courantes désigne l’impact financier négatif potentiel des fluctuations
de change sur l’activité et les opérations financières libellées dans une devise autre que la monnaie fonctionnelle.

La gestion du risque transactionnel lié aux opérations courantes est intégralement déléguée à toutes les filiales
pour leurs activités, tandis que les risques liés aux activités centrales sont gérés au niveau du siège.

Les risques FX liés aux activités opérationnelles sont systématiquement couverts lorsque les flux financiers
associés sont certains, avec un horizon de couverture correspondant au minimum à l'horizon du plan à moyen
terme. Pour les flux de trésorerie qui ne sont pas certains, dans leur intégralité, la couverture est initialement basée




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
124
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




sur un volume «sans regrets». Les expositions sont suivies et gérées sur la base de la somme des flux de
trésorerie nominaux en devises, y compris les montants hautement probables et les couvertures associées.

Pour les risques FX associés aux activités financières, toutes les expositions significatives liées notamment à la
trésorerie et aux dettes financières sont systématiquement couvertes. Les expositions sont suivies sur la base de
la somme nette des éléments FX inscrits au bilan.

• risque transactionnel lié aux projets

Le risque transactionnel lié aux projets spécifiques désigne l’impact financier négatif potentiel des fluctuations FX
sur des opérations majeures particulières, telles que des projets d’investissements, des acquisitions, des cessions
et des projets de restructurations, mettant en jeu plusieurs devises.

La gestion de ces risques FX comprend la définition et la mise en place de couvertures tenant compte de la
probabilité de risque (y compris la probabilité de réalisation du projet) et de son évolution, ainsi que la disponibilité
des instruments de couverture et leur coût associé. Le management a pour objectif de s’assurer de la viabilité et
de la rentabilité des transactions.

• risque translationnel

Le risque translationnel désigne l’impact financier négatif potentiel des fluctuations FX pour les entités consolidées
dont la monnaie fonctionnelle est différente de l’euro, et concerne la conversion de leurs résultats et de leurs actifs
nets.

Le risque translationnel est géré de façon centralisée avec pour priorité la garantie de la valeur de l'actif net.

La pertinence de la couverture de ce risque translationnel est évaluée régulièrement pour chaque devise (au
minimum) ou ensemble d’actifs libellés dans la même devise, compte tenu notamment de la valeur des actifs et
des coûts de couverture.

Instruments dérivés de couverture et sources d’inefficacité de couverture

Le Groupe a recours essentiellement aux leviers de gestion suivants afin d'atténuer le risque de change :

• des instruments financiers dérivés : principalement des contrats de gré à gré comprenant des opérations de
change à terme, des swaps FX, des swaps de devises et opérations croisées de devises, des options FX
classiques ou des combinaisons de ces instruments (calls, puts ou collars) ;
• des éléments monétaires : dette, trésorerie et emprunts.

Les sources d’inefficacité de couverture découlent principalement d’incertitudes entourant le calendrier et, dans certains
cas, le montant, des flux de trésorerie futurs en devises couverts.

15.1.5.2 Gestion du risque de taux

Le Groupe est exposé au risque de taux d’intérêt par ses activités de financement et d’investissement. Le risque de taux
d’intérêt désigne un risque financier découlant des fluctuations des taux d’intérêt de référence, qui peuvent augmenter le
coût de la dette et affecter la viabilité des investissements. Les taux d’intérêt de référence sont les taux d’intérêt du marché,
tels que l’EURIBOR et le SOFR, etc., qui ne comprennent pas le différentiel de crédit.

Réforme des taux interbancaires de référence

Dans le cadre de la réforme des taux d’intérêts de référence, le Groupe avait référencé l’intégralité des nouveaux contrats
de financements libellés en USD sur l’indice SOFR en 2022, et avait aligné ses contrats de financements et de dérivés
existants au cours du premier semestre 2023, suite à l’arrêt de publication du Libor US au 30 juin 2023.

Par ailleurs, aucun impact n’a été constaté par le Groupe dans le cadre de cette transition.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
125
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Les deux principales sources de risque de taux d’intérêt sont les suivantes :

• risque de taux d’intérêt lié à la dette nette du Groupe

Le risque de taux d’intérêt lié à la dette nette du Groupe désigne l’impact financier des fluctuations des taux de
référence sur la dette et le portefeuille de trésorerie découlant des activités de financement récurrentes. Ce risque
est principalement géré de manière centralisée.

Les objectifs de la gestion des risques sont, par ordre d’importance :

− de protéger la viabilité à long terme des actifs ;
− d'optimiser les coûts de financement et d'assurer la compétitivité ; et
− de minimiser les incertitudes entourant le coût de la dette.

Le risque de taux d’intérêt est géré activement en suivant l’évolution des taux d’intérêt du marché et leur impact
sur la dette brute et nette du Groupe.

• risque de taux d’intérêt lié aux projets

Le risque de taux d’intérêt lié aux projets spécifiques désigne l’impact financier négatif potentiel des fluctuations
des taux de référence sur des opérations majeures particulières telles que des projets d’investissement,
d’acquisition, de cession et de restructuration. Le risque de taux d’intérêt après la réalisation d’une opération est
considéré comme lié aux opérations courantes (voir le paragraphe «Risque de taux d’intérêt»).

La gestion du risque de taux d’intérêt lié à des projets spécifiques a pour objectif de protéger la viabilité
économique des projets, des acquisitions, des cessions et des restructurations contre les évolutions défavorables
des taux d’intérêt. Pour ce faire, des couvertures peuvent être mises en place en fonction d'un certain nombre de
facteurs, dont la probabilité de réalisation, la disponibilité des instruments de couverture et leur coût associé.

Instruments dérivés de couverture et sources d’inefficacité de couverture

Le Groupe a recours essentiellement aux leviers de gestion suivants afin d'atténuer le risque de taux d’intérêt :

• des instruments financiers dérivés : principalement des contrats de gré à gré permettant de gérer les taux d'intérêt
de référence. Ces instruments comprennent :

− des swaps, pour transformer la nature du paiement d’intérêts sur les dettes, généralement en les passant d'un
taux fixe à un taux variable ou l’inverse, et
− des options classiques sur taux d’intérêt ;

• des caps, des floors et des collars permettant de limiter l’impact des fluctuations des taux d’intérêt en fixant des
planchers et plafonds pour les taux d’intérêt variables.

Les sources d’inefficacité de couverture découlent principalement de l’évolution de la qualité de crédit des contreparties
et des charges liées, ainsi que des décalages potentiels des dates de règlement et des indices entre les instruments
dérivés et les expositions sous-jacentes associées.

15.1.5.3 Couvertures du risque de change ou de taux d’intérêt

Le Groupe a décidé d’appliquer la comptabilité de couverture lorsque cela est possible et pertinent pour gérer le risque de
change et le risque de taux d'intérêt, et gère également un portefeuille d’instruments dérivés non désignés correspondant
à des couvertures économiques liées à des expositions de dette nette et de change.

Le Groupe a recours aux trois méthodes pour la comptabilité de couverture : couverture de flux de trésorerie, couverture
de juste valeur et couverture d’investissement net.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
126
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




En règle générale, le Groupe redéfinit rarement les relations de couverture, ne désigne pas de composantes de risques
spécifiques comme un élément couvert et ne désigne pas les expositions de crédit comme évaluées à la juste valeur par
résultat.

Le Groupe qualifie de couverture de juste valeur les swaps de taux d’intérêt ou les opérations croisées de devises qui
transforment la dette à taux fixe en dette à taux variable.

Les couvertures de flux de trésorerie sont principalement utilisées pour couvrir les flux de trésorerie futurs en devises, les
dettes à taux variable et les besoins de refinancement futurs.

Les instruments de couverture d’investissement net sont essentiellement des swaps FX, des contrats à terme et des
cross-currency swaps.

Les justes valeurs des instruments financiers dérivés (hors matières premières) sont présentées dans le tableau ci-
dessous :

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Actifs Passifs Actifs Passifs
Non Non Non Non
En millions d'euros courant Courant courant Courant courant Courant courant Courant
Instruments financiers dérivés relatifs à la
dette 279 111 (457) (131) 226 92 (620) (114)
Couverture de juste valeur 190 43 (289) (21) 167 4 (394) (38)
Couverture de flux de trésorerie 43 ‐ (120) (45) 30 5 (195) (11)
Dérivés non qualifiés de couverture 47 68 (48) (66) 30 84 (32) (65)
Instruments financiers dérivés relatifs aux
autres éléments 1 501 26 (1 167) (159) 1 975 84 (1 587) (47)
Couverture de flux de trésorerie 189 2 (351) (91) 509 41 (222) (7)
Couverture d'investissement net 180 ‐ (1) ‐ 156 ‐ (1) ‐
Dérivés non qualifiés de couverture 1 131 23 (815) (67) 1 310 43 (1 364) (40)
TOTAL 1 780 137 (1 623) (290) 2 201 176 (2 208) (161)


Les justes valeurs, telles qu’indiquées dans le tableau ci-dessus, reflètent les montants relatifs au prix qui serait reçu pour
la vente d’un actif ou payé pour le transfert d’un passif lors d’une transaction normale entre des intervenants de marché.
Ces justes valeurs ne sont pas représentatives des flux de trésorerie futurs probables dans la mesure où les positions
(i) sont sensibles aux mouvements de prix ou à l’évolution des notations de crédit, (ii) peuvent être modifiées par des
nouvelles transactions, et (iii) peuvent être compensées par des flux de trésorerie futurs des transactions sous-jacentes.

Montant, échéances et incertitudes des flux de trésorerie futurs

Le tableau ci-après présente, au 31 décembre 2023, un profil des échéances des valeurs nominales des instruments de
couverture.

En millions d'euros

Type de
taux Type d'instrument Au-delà
Payeur/Acheteur d'intérêt financier dérivé Devise Total 2024 2025 2026 2027 2028 de 5 ans
Acheteur Fixe CCS USD (337) (113) (86) (93) ‐ ‐ (45)
GBP (2 589) ‐ ‐ ‐ ‐ (575) (2 014)
EUR (1 230) ‐ ‐ ‐ ‐ (569) (661)
CHF (637) (189) ‐ ‐ (205) ‐ (243)
HKD (266) ‐ ‐ ‐ (104) ‐ (162)
PEN (198) (19) ‐ (61) (61) (56) ‐
Autres (295) (172) (71) ‐ ‐ ‐ (52)
Variable CCS devises
CLP (46) ‐ ‐ (46) ‐ ‐ ‐
Payeur Fixe CCS EUR 3 539 216 75 ‐ 98 638 2 512
USD 1 446 22 ‐ 114 70 607 633
Variable CCS EUR 339 144 ‐ ‐ 195 ‐ ‐
BRL 309 118 93 99 ‐ ‐ ‐




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
127
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




En millions d'euros

Type de
taux Type d'instrument Au-delà
Payeur/Acheteur d'intérêt financier dérivé Devise Total 2024 2025 2026 2027 2028 de 5 ans
Payeur Fixe CAP EUR 5 5 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
IRS EUR 9 524 (663) 97 1 216 376 (99) 8 596
USD 1 322 (67) 35 723 296 30 305
ZAR 140 (87) (50) 64 (48) 12 249
Autres 63 3 3 3 3 3 47
Variable IRS devises
EUR 17 643 1 690 2 415 1 950 800 138 10 650
ZAR ‐ (89) (55) 58 (57) 1 142
BRL 59 ‐ ‐ ‐ ‐ 59 ‐


Les tableaux présentés ci-dessus excluent les instruments dérivés de change (à l’exception des opérations croisées de
devises ou «CCS»). Leurs dates de maturité sont alignées sur celles des éléments couverts.

La gestion des risques FX et taux d’intérêt conduit à une sensibilité FX détaillée dans la Note 15.1.3.2 «Analyse de
sensibilité au risque de change» et à un coût moyen de la dette brute de 4,31%, présenté dans la Note 10 «Résultat
financier».

Effets de la comptabilité de couverture sur la situation financière et la performance du Groupe

Dérivés de change

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Juste valeur Nominal Juste valeur Nominal
En millions d'euros Actif Passif Total Total Total Total
Couverture de flux de trésorerie 51 (581) (530) 4 708 (338) 3 139
Couverture d'investissement net 180 (1) 179 5 596 155 5 939
Dérivés non qualifiés de couverture 55 (39) 16 12 086 123 12 007
TOTAL 286 (621) (335) 22 391 (60) 21 085



Dérivés de taux

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Juste valeur Nominal Juste valeur Nominal
En millions d'euros Actif Passif Total Total Total Total
Couverture de juste valeur 232 (309) (77) 7 975 (261) 5 148
Couverture de flux de trésorerie 183 (25) 158 3 399 491 5 260
Dérivés non qualifiés de couverture 1 215 (957) 258 25 438 (186) 25 885
TOTAL 1 631 (1 291) 339 36 812 44 36 293


Les justes valeurs présentées ci-dessus sont de signe positif dans le cas d’un actif et de signe négatif dans le cas d’un
passif.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
128
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Variation de
la juste Variation de
valeur la juste valeur Montant
utilisée pour comptabilisée Part reclassé des
déterminer dans les inefficace capitaux Ligne du
Nominal et Juste Valeur la part capitaux comptabilisée propres en compte de
en cours (1) propres (2) en résultat (2) résultat (2) résultat
En millions d'euros inefficace
Instruments de Coût de la dette
Couverture de couverture 7 975 (77) (77) ‐ ‐ NA nette
juste valeur Éléments couverts
(3) (4)
5 715 (41) 2 076 NA NA
Autres produits
et charges
financiers /
Couverture des Résultat
flux de opérationnel
trésorerie courant y
Instruments de compris MtM
couverture 8 107 (371) (188) 402 (4) (321) opérationnel
Éléments couverts 186
Autres produits
et charges
financiers /
Couverture Résultat
d'investissement opérationnel
net courant y
Instruments de compris MtM
couverture 5 596 179 148 (149) NA 1 opérationnel
Éléments couverts (148)
(1) L’impact de la couverture de juste valeur des éléments couverts, d’un montant de -41 millions d’euros, est présenté en emprunts à
long terme et à court terme.
(2) Gains/(pertes).
(3) La différence entre la variation de la juste valeur utilisée pour déterminer la part inefficace relative aux instruments de couverture et
celle relative aux éléments couverts correspond au coût amorti des dettes financières rentrant dans une relation de couverture de
juste valeur.
(4) Dont 40 millions d’euros liés à des éléments de couverture qui ont cessé d'être ajustés du fait de la déqualification de la relation de
couverture de juste valeur.

L’inefficacité de couverture est calculée sur la base de l’évolution de la juste valeur de l’instrument de couverture par
rapport à l’évolution de la juste valeur des éléments couverts, depuis la mise en place de la couverture. La juste valeur
des instruments de couverture au 31 décembre 2023 reflète leur évolution cumulative depuis la mise en place des
couvertures. Le même principe s’applique aux éléments couverts.

Au 31 décembre 2023, aucun impact significatif en termes d’inefficacité ou de déqualification de certaines couvertures n’a
été constaté à la clôture.

Maturité des instruments financiers dérivés de change et de taux d’intérêt désignés comme couverture de flux de
trésorerie

Total au
Au-delà de 31 déc. Total au 31
En millions d'euros 2024 2025 2026 2027 2028 5 ans 2023 déc. 2022
Juste valeur des dérivés par date de maturité (64) 23 6 10 (85) (262) (371) 147




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
129
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Montants présentés dans l’état des variations de capitaux propres et du résultat global

Le tableau ci-après présente un rapprochement de chaque composante des capitaux propres et une analyse des autres
éléments du résultat global :

Couverture
Couverture de flux de trésorerie d'investissement net

Instruments financiers Instruments financiers Instruments financiers
Instruments financiers dérivés relatifs aux dérivés relatifs aux dérivés relatifs aux
dérivés relatifs à la autres éléments - autres éléments - autres éléments -
dette - couverture du couverture du risque couverture du risque couverture du risque
En millions d'euros risque de change (1) de taux d'intérêt (1) (3) de change (2) de change (2) (4)
AU 31 DÉCEMBRE 2022 46 179 35 (386)
Part efficace comptabilisée en capitaux (381) (21) 149
propres
Montant reclassé des capitaux propres en
résultat 321 ‐ (1)
Écarts de conversion ‐ ‐ ‐ ‐
Variations de périmètre et autres ‐ (24) ‐ ‐
AU 31 DÉCEMBRE 2023 45 97 14 (238)
(1) Couverture de flux de trésorerie relatives à des périodes données.
(2) Couverture de flux de trésorerie relatives à des transactions données.
(3) Comprend +275 millions d’euros de réserves cumulées (-86 millions d’euros au 31 décembre 2022) concernant des transactions de couverture
pour lesquelles la comptabilité de couverture a été arrêtée (les instruments ayant été résiliés avant leur maturité).
(4) L’intégralité des réserves porte sur des relations de couverture poursuivies.



15.2 Risque de contrepartie

Le Groupe est exposé, par ses activités financières et opérationnelles, aux risques de défaut de ses contreparties (clients,
fournisseurs, entrepreneurs EPC (engineering, procurement, construction), partenaires, intermédiaires, banques). Un
défaut peut affecter les paiements, la livraison des marchandises et/ou la performance des actifs.

Les principes de gestion du risque de contrepartie sont énoncés dans la politique de gestion du risque de contrepartie du
Groupe, qui :

• attribue les rôles et les responsabilités pour gérer et contrôler le risque de contrepartie à différents niveaux
(Corporate, GBU ou entité), et veille à la mise en place de procédures opérationnelles cohérentes dans l’ensemble
du Groupe ;
• caractérise le risque de contrepartie et les mécanismes à travers lesquels il impacte la performance économique
et les états financiers du Groupe ;
• définit des indicateurs, le reporting et les mécanismes de contrôle afin d’assurer une visibilité et de disposer des
outils de gestion de la performance financière ; et
• élabore des lignes directrices sur l’utilisation de mécanismes d’atténuation tels que les garanties et les sûretés,
qui sont largement utilisés par certaines activités ;

Selon la nature de l’activité, le Groupe est exposé à différents types de risque de contrepartie. Certaines activités ont
recours à des instruments de garantie – notamment l’activité Energy Management, où l’utilisation d’appels de marge et
autres types de sûretés financières (cadre juridique normalisé) est une pratique habituelle du marché ; par ailleurs, d’autres
activités peuvent dans certains cas demander des garanties à leurs contreparties (garanties de la société mère, garanties
bancaires, etc.).

Dans le cadre de la nouvelle norme IFRS 9, le Groupe a défini et appliqué une méthodologie à l’ensemble du Groupe, qui
prévoit deux approches distinctes :

• une approche par portefeuille, dans laquelle le Groupe détermine que :




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
130
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




− des portefeuilles et sous-portefeuilles de clients cohérents doivent être regroupés (portefeuilles avec risque de
crédit comparable et/ou comportement comparable en matière de paiement), compte tenu des éléments
suivants :
o contreparties publiques ou privées,
o contreparties domestiques ou BtoB,
o géographie,
o type d’activité,
o taille de la contrepartie, et
o tout autre élément que le Groupe pourrait considérer pertinent,
− les taux de dépréciation doivent être déterminés sur la base des antériorités historiques et, lorsqu’une
corrélation est établie et une documentation possible, il faut ajuster ces données historiques avec des éléments
prospectifs ; et

• une approche individualisée pour les contreparties importantes pour laquelle le Groupe a établi des règles
définissant les phases du calcul de la perte de crédit attendue de l’actif concerné :

− phase 1 : couvre les actifs financiers qui n’ont pas connu de détérioration significative depuis leur
comptabilisation initiale. Les pertes de valeur attendues pour la phase 1 sont calculées sur les 12 mois
suivants ;
− phase 2 : couvre les actifs financiers dont le risque de crédit a augmenté de façon significative. Les pertes de
valeur attendues pour la phase 2 sont calculées sur la durée de vie. La décision de faire passer un actif de la
phase 1 à la phase 2 est fondée sur certains critères, tels que :
o une dégradation significative de la solvabilité de la contrepartie et/ou de sa société mère et/ou de
son garant (le cas échéant),
o une évolution défavorable importante de l’environnement réglementaire,
o une évolution du risque politique ou du risque pays, et
o tout autre élément que le Groupe peut considérer pertinent.

En ce qui concerne les actifs financiers échus depuis plus de 30 jours, l’affectation à la phase 2 n’est pas
systématique tant que le Groupe dispose d’informations raisonnables et documentées montrant que même si
les paiements sont échus depuis plus de 30 jours, ceci ne constitue pas une augmentation significative du
risque de crédit depuis la comptabilisation initiale.

− phase 3 : couvre les actifs pour lesquels un défaut a déjà été observée, tels que :
o lorsqu’il existe des preuves de difficultés financières significatives et persistantes de la contrepartie,
o lorsqu’il existe des preuves d’un défaut de soutien d’une société mère pour sa filiale (dans ce cas, la
filiale est la contrepartie du Groupe), et
o lorsque l’une des entités du Groupe a engagé une procédure judiciaire pour défaut de paiement à
l’encontre de la contrepartie.

En ce qui concerne les actifs financiers échus depuis plus de 90 jours, la présomption peut être réfutée si le
Groupe dispose d’informations raisonnables et documentées montrant que même si les paiements sont échus
depuis plus de 90 jours, ceci n’indique pas un défaut de la contrepartie.

La formule des pertes de valeur attendues aux phases 1 et 2 est égale à : EAD x PD x LGD, où :

• pour les pertes de valeur attendues sur les 12 mois suivants, l’exposition en cas de risque de défaut (EAD) est
égale à la valeur comptable de l’actif financier, à laquelle sont appliquées la probabilité de défaut (PD) appropriée
et le taux de perte en cas de défaut (LGD) ;

• pour les pertes de valeur attendues sur la durée de vie, la méthode de calcul retenue consiste à identifier l’évolution
de l’exposition pour chaque exercice, notamment le calendrier et le montant attendu des remboursements
contractuels, puis d’appliquer à chaque remboursement la probabilité de défaut appropriée et le taux de perte en
cas de défaut, et à actualiser le résultat obtenu. Les pertes de valeur attendues représentent la somme des
résultats actualisés ; et




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
131
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




• probabilité de défaut : désigne la probabilité de défaut sur un horizon temporel donné (à la phase 1, cet horizon
temporel est de 12 mois après la date de clôture ; à la phase 2, il couvre toute la durée de vie de l’actif financier).
Ces informations sont basées sur des données externes émanant d’une agence de notation réputée. La probabilité
de défaut dépend de l’horizon temporel et de la notation de la contrepartie. Le Groupe utilise des notations externes
lorsqu’elles sont disponibles. Les experts d’ENGIE en matière de risque de crédit définissent une notation interne
pour les contreparties importantes qui n’ont pas de notation externe ;

Les taux de perte en cas de défaut sont basés notamment sur les référentiels de Bâle :

• 75% pour les actifs subordonnés ; et
• 45% pour les actifs standards.

Pour les actifs considérés comme ayant une importance stratégique pour la contrepartie, tels que les services publics ou
les biens essentiels, le taux de perte en cas de défaillance est fixé à 30%.

Le Groupe a décidé de décomptabiliser les montants bruts et les pertes de valeur attendues correspondantes dans les
situations suivantes :

• pour les actifs faisant l’objet d’une procédure de recouvrement judiciaire : aucune décomptabilisation tant que la
procédure est en cours ; et
• pour les actifs ne faisant pas l’objet d’une procédure de recouvrement judiciaire : décomptabilisation lorsque la
créance est échue depuis plus de 3 ans (5 ans pour les contreparties du secteur public).

Dans le cadre de ses activités marché (essentiellement sur les clients BtoB), le Groupe prend en compte dans l’évaluation
de ses pertes de crédit attendues, des informations prospectives permettant de refléter au mieux la situation d’une série
de secteurs économiques jugés comme étant les plus critiques. Ainsi, l’ajustement spécifique du taux de provisionnement
des pertes de crédit attendues réalisé au 31 décembre 2022 sur certains secteurs d’activités particulièrement exposés aux
fluctuations du prix des matières premières a été maintenu au cours de l’exercice du fait de l’absence d’une amélioration
notable et durable du contexte économique général.

Par ailleurs, le risque de défaillance relatif aux activités de fournitures d’énergie BtoC du Groupe a évolué différemment,
dans chaque pays, en fonction des mécanismes mis en place. Ainsi, en France, le risque de défaillance a augmenté en
raison de la fin des mesures gouvernementales (i.a. bouclier tarifaire sur le gaz, chèques d’énergie) qui visaient à limiter
l’augmentation des prix. Cette augmentation se traduit par des délais de recouvrement plus longs et des demandes plus
nombreuses de mise en place de plan d’étalement des paiements. A l’inverse, la baisse des prix en Belgique et les
mécanismes de protection mis en place par le gouvernement roumain ont permis de réduire notre exposition au risque
crédit.

15.2.1 Risque de contrepartie lié aux activités opérationnelles

Le risque de contrepartie lié aux activités opérationnelles est géré via des mécanismes standards de type garanties de
tiers, accords de compensation et appels de marge, via l’utilisation d’instruments de couverture dédiés, ou via le recours
à des procédures de prépaiements et de recouvrement adaptées, en particulier pour la clientèle de masse.

Le Groupe a défini une politique qui délègue aux GBU la gestion de ces risques, alors que le Groupe continue à gérer de
manière centralisée les expositions des contreparties les plus importantes.

Pour les grands et moyens clients dont les expositions au risque de crédit du Groupe dépassent un certain seuil, un modèle
complet de détermination du rating client est utilisé afin d’apprécier, le plus finement possible, le risque de crédit supporté
par le Groupe. Pour les clients dont les expositions au risque de crédit sont plus faibles, un modèle simplifié de scoring
est mis en place. Ces processus sont fondés sur des méthodes formalisées et cohérentes au sein du Groupe. Le suivi des
expositions consolidées est effectué par contrepartie et par segment (notation de crédit, secteur d’activité…) selon des
indicateurs standards (risque de paiement, exposition MtM).

Les grandes expositions de GEMS, sur des contreparties de trading et des grands clients commerciaux, font l’objet d’un
suivi régulier par les organes de gouvernance Groupe.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




15.2.1.1 Créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrats

Le total des encours exposés au risque de crédit présenté dans les tableaux ci-dessous ne comprend pas les impacts liés
à la TVA ou à tout autre élément non sujet au risque de crédit qui s’élèvent à 4 579 millions d’euros au 31 décembre 2023
(contre 6 084 millions d’euros au 31 décembre 2022).

Approche individuelle
31 déc. 2023

Niveau 1 : Niveau 2 : risque
faible de crédit Niveau 3 : Total par Total par
Approche risque de significativement actifs niveaux Investment type de
En millions d'euros individuelle crédit accru dépréciés de risque Grade (1) Autres contreparties
Créances Brut 13 653 12 304 1 248 101 13 653 11 533 2 121 13 653
commerciales et
autres débiteurs Pertes de
valeur
attendues (909) (696) (116) (97) (909) (594) (315) (909)
TOTAL 12 745 11 609 1 132 4 12 745 10 939 1 806 12 745
Actifs de contrats Brut 4 377 4 374 2 ‐ 4 377 3 299 1 078 4 377
Pertes de
valeur
attendues (22) (22) ‐ ‐ (22) (15) (7) (22)
TOTAL 4 354 4 352 2 ‐ 4 354 3 284 1 070 4 354


31 déc. 2022

Niveau 1 : Niveau 2 : risque
faible de crédit Niveau 3 : Total par Total par
Approche risque de significativement actifs niveaux Investment type de
En millions d'euros individuelle crédit accru dépréciés de risque Grade (1) Autres contreparties
Créances Brut 22 754 21 321 1 316 118 22 754 20 668 2 086 22 754
commerciales et
autres débiteurs Pertes de
valeur
attendues (737) (533) (75) (129) (737) (452) (285) (737)
TOTAL 22 017 20 787 1 241 (11) 22 017 20 216 1 801 22 017
Actifs de contrats Brut 5 277 5 245 29 3 5 277 4 100 1 177 5 277
Pertes de
valeur
attendues (20) (16) ‐ (4) (20) (13) (7) (20)
TOTAL 5 256 5 229 29 (1) 5 256 4 087 1 169 5 256
(1) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poor’s.



Approche collective
31 déc. 2023
Total Actifs
Approche échus au 31
En millions d'euros collective 0 à 6 mois 6 à 12 mois au-delà déc. 2022
Créances commerciales et Brut 3 953 420 212 199 831
autres débiteurs
Pertes de valeur
attendues (1 153) (20) (40) (216) (275)
TOTAL 2 800 400 173 (16) 557
Actifs de contrats Brut 5 194 31 85 3 119
Pertes de valeur
attendues (5) ‐ (2) ‐ (2)
TOTAL 5 189 31 83 3 117




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




31 déc. 2022
Total Actifs
Approche échus au 31
En millions d'euros collective 0 à 6 mois 6 à 12 mois au-delà déc. 2021
Créances commerciales et Brut 4 459 300 101 272 673
autres débiteurs
Pertes de valeur
attendues (1 151) (19) (47) (172) (238)
TOTAL 3 308 281 54 100 435
Actifs de contrats Brut 7 370 8 ‐ 1 10
Pertes de valeur
attendues (27) ‐ (8) ‐ (8)
TOTAL 7 343 8 (8) 1 2




15.2.1.2 Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières

Dans le cas des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières, le risque de contrepartie découle de la
juste valeur positive des dérivés. Le risque de contrepartie (CVA), lors du calcul de la juste valeur de ces instruments
dérivés, se base sur des probabilités de défaut dont les paramètres ont été mis à jour, dans un contexte d’incertitude, pour
tenir compte d’un risque accru de défaut de paiement.

La volatilité importante des prix des matières premières et l'impact sur la valorisation des dérivés à l'actif du bilan n’a pas
significativement modifié l’exposition du Groupe en raison de la qualité de crédit de ses contreparties.

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Investment Investment
En millions d'euros Grade (1) Total Grade (1) Total
Exposition brute (2) 15 954 19 324 36 371 46 012
Exposition nette (3) 6 385 8 050 12 434 16 124
% de l'exposition crédit des contreparties «Investment Grade» 79,3% 77,1%
(1) Sont incluses dans la colonne «Investment Grade» les opérations avec des contreparties dont la notation minimale est
respectivement BBB- chez Standard & Poor’s, Baa3 chez Moody’s, ou un équivalent chez Dun & Bradstreet. L’«Investment Grade»
est également déterminé à partir d'un outil de notation interne déployé dans le Groupe et portant sur les principales contreparties
(2) Correspond à l'exposition maximale, c'est-à-dire la valeur des dérivés positionnés à l'actif du bilan (juste valeur positive).
(3) Après prise en compte des positions passives avec les mêmes contreparties (juste valeur négative), du collatéral, d'accords de
compensation et d'autres techniques de rehaussement de crédit.


15.2.2 Risque de contrepartie lié aux activités financières

Concernant ses activités financières, le Groupe a mis en place des procédures de gestion et de contrôle du risque basées
d’une part sur l'habilitation des contreparties en fonction de leurs rating externes, d’éléments objectifs de marché (credit
default swap, capitalisation boursière) et de leurs structures financières et, d'autre part, sur des limites de risque de
contrepartie.

Afin de diminuer son exposition aux risques de contrepartie, le Groupe a renforcé son recours à un cadre juridique normé
basé sur des contrats cadres (incluant des clauses de netting) ainsi que des contrats de collatéralisation (appels de marge).

Le contrôle des risques de contreparties liés à ces activités est assuré au sein de la Direction Financière par un Middle
Office indépendant du Trésorier Groupe.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
134
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




15.2.2.1 Prêts et créances au coût amorti

Le total des encours exposés au risque de crédit présenté dans les tableaux ci-dessous ne comprend pas les impacts liés
à la TVA ou à tout autre élément non sujet au risque de crédit qui s’élèvent à 425 millions d’euros au 31 décembre 2023
(contre 547 millions d’euros au 31 décembre 2022).

31 déc. 2023

Niveau 2 : risque
Niveau 1 : de crédit Niveau 3 : Total par Total par type
faible risque significativement actifs niveaux de Investment de
En millions d'euros de crédit accru dépréciés risque Grade (1) Autres contreparties
Brut 8 879 285 700 9 865 5 754 4 111 9 865
Pertes de valeur (78) (45) (1 180) (1 302) (174) (1 128) (1 302)
attendues
TOTAL 8 802 240 (479) 8 563 5 580 2 983 8 563


31 déc. 2022

Niveau 2 : risque
Niveau 1 : de crédit Niveau 3 : Total par Total par type
faible risque significativement actifs niveaux de Investment de
En millions d'euros de crédit accru dépréciés risque Grade (1) Autres contreparties
Brut 6 596 274 720 7 591 3 490 4 101 7 591
Pertes de valeur (99) (38) (1 154) (1 291) (158) (1 133) (1 291)
attendues
TOTAL 6 497 236 (434) 6 300 3 332 2 967 6 300
(1) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poor’s.

En 2022, le Groupe avait déprécié le prêt relatif au financement du projet de gazoduc Nord Stream 2 pour un montant total
de 987 millions d’euros (y compris intérêts capitalisés).

15.2.2.2 Risque de contrepartie lié aux activités de placement et à l’utilisation
d’instruments financiers dérivés

Le Groupe est exposé au risque de contrepartie sur le placement de ses excédents de trésorerie et au travers de l’utilisation
d’instruments financiers dérivés. Dans le cas des instruments financiers à la juste valeur par résultat, ce risque découle
de la juste valeur positive. Le risque de contrepartie est pris en compte lors du calcul de la juste valeur de ces instruments
dérivés.

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Non Non
Investment Sans Investment Investment Sans Investment
En millions d'euros Total Grade (1) notation (2) Grade (2) Total Grade (1) notation (2) Grade (2)
Exposition 17 577 89,6% 3,3% 7,1% 15 738 92,3% 4,5% 3,2%
(1) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poor’s ou Baa3 chez Moody's.
(2) L'essentiel de ces deux expositions est porté par des sociétés consolidées dans lesquelles existent des participations ne donnant
pas le contrôle ou par des sociétés du Groupe opérant dans des pays émergents, où la trésorerie n'est pas centralisable et est
donc placée localement.

Par ailleurs, au 31 décembre 2023, le Crédit Agricole SA est la principale contrepartie du Groupe et représente 31% des
excédents. Il s’agit principalement d’un risque de dépositaire.

15.3 Risque de liquidité

Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé à un risque de manque de liquidités permettant de faire face à
ses engagements contractuels. Aux risques inhérents à la gestion du besoin en fonds de roulement (BFR) viennent
s’ajouter les appels de marge requis par certaines activités de marché, qui sont un moyen d'atténuer, par le biais de
sûretés, le risque de contrepartie sur les instruments de couverture.

Le Groupe a mis en place un comité hebdomadaire dont la mission est de piloter et suivre le risque de liquidité du Groupe.
Il s’appuie pour ce faire sur la diversification du portefeuille de placements, les sources de financement, les projections de




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




flux futurs en terme d’investissements et désinvestissements. ENGIE a mis en place un cadre complet pour surveiller et
lisser les mouvements de trésorerie liés aux appels de marge sur les marchés de gré à gré ou via une chambre de
compensation, en s'appuyant sur le recours à des swaps de liquidité avec ses principales contreparties, ainsi que sur
l’émission de lettres de crédit. Compte tenu de la volatilité actuelle des marchés, ces appels de marge peuvent produire
des effets temporels significatifs sur la position de trésorerie du Groupe, le recours aux deux leviers ci-dessus a donc été
renforcé afin de maitriser les impacts sur la trésorerie. Ce comité est complété par des stress tests trimestriels sur les
appels de marge mis en place lors de la négociation de dérivés sur matières premières, de taux et de change ayant
vocation à apprécier la résistance du Groupe en matière de liquidité.

Le Groupe centralise la quasi-totalité des besoins et des excédents de trésorerie des sociétés contrôlées, ainsi que la
majorité de leurs besoins de financement externes à moyen et long terme. La centralisation est assurée via des véhicules
de financement (long terme et court terme) ainsi que via des véhicules dédiés de cash pooling du Groupe, situés en
France, en Belgique ainsi qu’au Luxembourg.

Les excédents portés par les véhicules centraux sont gérés dans le cadre d’une politique unique. Obéissant aux mêmes
principes que cette politique, ceux ne pouvant être centralisés sont investis sur des supports sélectionnés au cas par cas
en fonction des contraintes des marchés financiers locaux et de la solidité financière des contreparties.

La succession des crises financières depuis 2008 et l’augmentation du risque de contrepartie ont conduit le Groupe à
renforcer sa politique d’investissement avec un objectif d’extrême liquidité et de protection du capital investi, et un suivi
quotidien des performances et des risques de contrepartie, permettant une réactivité immédiate. Ainsi, au
31 décembre 2023, 89% de la trésorerie centralisée était investie en dépôts bancaires au jour le jour ou en OPCVM
monétaires réguliers à liquidité jour.

La politique de financement du Groupe s’appuie sur les principes suivants :

• centralisation des financements externes ;
• diversification des sources de financements entre le marché bancaire et le marché des capitaux ;
• profil de remboursement équilibré des dettes financières.

Le Groupe diversifie ses ressources de financement en procédant le cas échéant à des émissions obligataires publiques
ou privées, dans le cadre de son programme d’Euro Medium Term Note, et à des émissions de titres négociables à court
terme en France (Negotiable European Commercial Paper) et aux États-Unis (U.S. Commercial Paper) ainsi qu’à
l’émission de titres super-subordonnés. Ces programmes d’émission de titres négociables à court terme sont utilisés de
manière conjoncturelle ou structurelle pour financer les besoins à court terme du Groupe en raison de leur coût attractif et
de leur liquidité. Toutefois, le refinancement de la totalité des encours est toujours sécurisé par des facilités bancaires
confirmées – essentiellement centralisées – permettant au Groupe de continuer à se financer dans le cas où l’accès à
cette source de financement viendrait à se tarir. Ces facilités sont compatibles avec la taille et les échéances auxquelles
le Groupe doit faire face.

Les différentes actions menées par le Groupe permettent de garantir un niveau de liquidité élevé et renforcé.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
136
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Diversification des sources de financement et liquidité (1)
En millions d’euros




(1) Ces sources de financements et de liquidité ne comprennent pas les titres super-subordonnés qui sont comptabilisés en capitaux
propres (cf. Note 16.2.1 «Émission de titres super-subordonnés»).
(2) Net des titres négociables à court terme.
(3) Trésorerie composée de la trésorerie et équivalents de trésorerie pour 16 578 millions d’euros, des autres actifs financiers venant
en réduction de l’endettement financier net pour 884 millions d’euros, net des découverts bancaires et comptes courants de
trésorerie pour 455 millions d’euros, dont 76% placés en zone euro.

Au 31 décembre 2023, toutes les sociétés du Groupe dont la dette est consolidée sont en conformité avec les covenants
et déclarations figurant dans leur documentation financière, à l’exception de quelques entités non significatives pour
lesquelles des actions de mise en conformité sont en cours de mise en place. Aucun défaut lié à des ratios financiers ou
à des niveaux de notation n'est à observer sur les lignes de crédit disponibles centralisées.

15.3.1 Flux contractuels non actualisés relatifs aux activités financières

Flux contractuels non actualisés sur l’encours des emprunts par date de maturité

Au-delà Total au 31 Total au 31
En millions d'euros 2024 2025 2026 2027 2028 de 5 ans déc. 2023 déc. 2022
Emprunts obligataires 1 039 1 463 2 922 3 130 3 230 18 472 30 256 23 557
Emprunts bancaires 763 485 387 637 245 4 231 6 748 5 476
Titres négociables à court terme 5 606 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 5 606 7 386
Dettes de location 510 480 398 365 407 2 552 3 147 2 875
Autres emprunts 92 22 3 3 2 244 366 374
Découverts bancaires et comptes courants de
trésorerie 455 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 455 615


Les autres actifs financiers et trésorerie et équivalents de trésorerie venant en réduction de l'endettement financier net ont
une liquidité inférieure à 1 an.

Flux contractuels d’intérêts non actualisés sur l’encours des emprunts par date de maturité

Au-delà Total au 31 Total au 31
En millions d'euros 2024 2025 2026 2027 2028 de 5 ans déc. 2023 déc. 2022
Flux contractuels d'intérêts non actualisés sur
l'encours des emprunts 1 319 1 267 1 230 1 116 1 053 10 915 16 900 11 131




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Flux contractuels non actualisés sur l’encours des dérivés (hors matières premières)

Au-delà Total au 31 Total au 31
En millions d'euros 2024 2025 2026 2027 2028 de 5 ans déc. 2023 déc. 2022
Dérivés (hors matières premières) (233) 1 18 17 (20) 743 527 239



Afin de refléter au mieux la réalité économique des opérations, les flux liés aux dérivés enregistrés au passif et à l’actif
présentés ci-dessous correspondent à des positions nettes.

Flux contractuels non actualisés relatifs aux contrats de location

Au 31 décembre 2023, le Groupe en tant que preneur est potentiellement exposé à des sorties de trésorerie futures non
prises en compte lors de l’évaluation des passifs locatifs à hauteur de 1 045 millions d’euros (dont environ 75% sont relatifs
à des engagements potentiels au-delà de 2028). Ce montant concerne des contrats de location qui n'ont pas encore pris
effet (locations immobilières et de méthaniers).

De plus, le Groupe est également exposé à des sorties de trésorerie futures, sous la forme de paiements de loyers
variables, dans le cadre de l’extension de la concession du Rhône. Ces loyers variables sont fonction des recettes résultant
des ventes d’électricité.

Facilités de crédit confirmées non utilisées

Au-delà Total au 31 Total au 31
En millions d'euros 2024 2025 2026 2027 2028 de 5 ans déc. 2023 déc. 2022
Programme de facilités de crédit confirmées non
utilisées 1 619 738 552 ‐ 8 500 822 12 231 12 511


Parmi ces programmes disponibles, 5 606 millions d’euros sont affectés à la couverture des titres négociables à court
terme.

Au 31 décembre 2023, aucune contrepartie ne représentait plus de 10% des programmes de lignes de crédit confirmées
non tirées.

15.3.2 Flux contractuels non actualisés relatifs aux activités opérationnelles

Le tableau ci-dessous représente une analyse des flux de juste valeur non-actualisés dus et à recevoir des instruments
financiers dérivés sur matières premières passifs et actifs enregistrés à la date de clôture.

Le Groupe présente une analyse des échéances contractuelles résiduelles pour les instruments financiers dérivés
afférents aux activités de portfolio management. Les instruments financiers dérivés relatifs aux activités de trading sont
réputés liquides à moins d’un an et sont présentés en courant dans l’état de situation financière.

Au-delà Total au 31 Total au 31
En millions d'euros 2024 2025 2026 2027 2028 de 5 ans déc. 2023 déc. 2022
Instruments financiers dérivés passifs
afférents aux activités de portfolio (5 831) (497) (9 539) (2 971) (1 249) (994) (21 080) (49 260)
management
afférents aux activités de trading (1 787) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (1 787) ‐
Instruments financiers dérivés actifs
afférents aux activités de portfolio 5 624 341 6 682 2 934 681 472 16 734 40 975
management
afférents aux activités de trading 2 766 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 2 766 5 098
TOTAL 772 (155) (2 857) (37) (568) (522) (3 366) (3 187)




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
138
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




15.3.3 Engagements relatifs aux contrats de vente et d’achat de matières premières
entrant dans le cadre de l’activité normale du Groupe

Certaines sociétés opérationnelles du Groupe ont souscrit des contrats à long terme dont certains intègrent des clauses
de take-or-pay par lesquelles elles s’engagent à acheter ou vendre de manière ferme, et les tiers concernés à leur livrer
ou acheter de manière ferme, des quantités déterminées de gaz, d’électricité ou de vapeur ainsi que les services associés.
Ces contrats ont été documentés comme étant en dehors du champ d’application d’IFRS 9. Le tableau ci-dessous
regroupe les principaux engagements futurs afférents aux contrats des GBU Renouvelables et GEMS (exprimés en TWh).

Total au 31 déc. Total au 31 déc.
En TWh 2024 2025-2028 Au-delà de 5 ans 2023 2022
Achats fermes (450) (566) (1 134) (2 150) (1 884)
Ventes fermes 617 470 224 1 310 1 243




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
139
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES




NOTE 16 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES

16.1 Informations sur les actions propres

Nombre d'actions Valeurs comptables
(en millions d'euros)
Total Actions propres En circulation Capital social Primes Actions
AU 31 DÉCEMBRE 2022 2 435 285 011 (14 530 427) 2 420 754 584 2 435 25 667 propres
(189)
Dividende distribué en numéraire (1 752)
Achat/vente d'actions propres (3 755 821) (3 755 821) (53)
Attribution actions gratuites 4 450 881 4 450 881 65
AU 31 DÉCEMBRE 2023 2 435 285 011 (13 835 367) 2 421 449 644 2 435 23 916 (177)



L’évolution du nombre d’actions en circulation durant l’exercice 2023 résulte exclusivement de cessions nettes d’actions
propres à hauteur de 0,7 million d’actions dans le cadre des plans d’attributions gratuites d’actions.

16.1.1 Capital potentiel et instruments donnant accès à de nouvelles actions
d’ENGIE SA

Le Groupe n’a plus depuis 2017 de plan d’option d’achat ou de souscription d’actions.

Les attributions effectuées dans le cadre de plans d’actions de performance décrites dans la Note 19 «Paiements fondés
sur des actions» sont couvertes par des actions existantes d’ENGIE SA.

16.1.2 Actions propres


Principes comptables

Les titres d’autocontrôle sont enregistrés pour leur coût d’acquisition en diminution des capitaux propres. Les résultats
de cession de ces titres sont imputés directement dans les capitaux propres et ne contribuent pas au résultat de
l’exercice.



Le Groupe dispose d’un plan de rachat d’actions propres résultant de l’autorisation conférée au Conseil d’Administration
par l’Assemblée Générale Mixte du 26 avril 2023. Le nombre maximum d’actions acquises en application de ce programme
ne peut excéder 10% du capital de la société ENGIE SA à la date de cette Assemblée Générale. Le montant total des
acquisitions net de frais ne pourra excéder 7,3 milliards d’euros tandis que le prix acquitté devra être inférieur à 30 euros
par action, hors frais d’acquisition.

Au 31 décembre 2023, le Groupe détient 13,8 millions d’actions propres. À ce jour, toutes les actions ont été affectées à
la couverture des engagements du Groupe en matière d’attribution d’actions aux salariés et mandataires sociaux.

Le contrat de liquidité signé avec un prestataire de service d’investissement délègue à ce dernier un rôle d’intervention
quotidienne sur le marché, à l’achat et à la vente des actions ENGIE SA, visant à assurer la liquidité et à animer le marché
du titre sur les places boursières de Paris et Bruxelles. Les moyens actuels affectés à la mise en œuvre de ce contrat
s’élèvent à 55 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
140
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES




16.2 Autres informations sur les primes, les réserves consolidées et les
émissions de titres super-subordonnés (part du Groupe)

Les primes, les réserves consolidées et les émissions de titres super-subordonnés (y compris le résultat de l’exercice)
s’élèvent à 32 507 millions d’euros au 31 décembre 2023, dont 23 916 millions d’euros au titre des primes liées au capital.
Les primes liées au capital intègre une partie du versement du dividende en numéraire au titre de l’exercice 2022 pour un
montant de -1 752 millions d’euros.

Les réserves consolidées comprennent les résultats cumulés du Groupe, les réserves légales et statutaires de la société
ENGIE SA, les pertes et gains actuariels cumulés nets d’impôt ainsi que la variation de la juste valeur des instruments de
capitaux propres évaluée par les autres éléments du résultat global net d’impôt.

En application des dispositions légales françaises, 5% du résultat net des sociétés françaises doit être affecté à la réserve
légale jusqu’à ce que celle-ci représente 10% du capital social. Cette réserve ne peut être distribuée aux actionnaires
qu’en cas de liquidation. Le montant de la réserve légale de la société ENGIE SA s’élève à 244 millions d’euros.

16.2.1 Émission de titres super-subordonnés

Conformément aux dispositions d’IAS 32 – Instruments financiers – Présentation, et compte tenu de leurs caractéristiques,
ces instruments sont comptabilisés en capitaux propres dans les états financiers consolidés du Groupe.

Au 31 décembre 2023, l'encours des titres super-subordonnés, en valeur nominale, s'élève à 3 393 millions d'euros. Aucun
mouvement n’a été enregistré par rapport au 31 décembre 2022.

En 2023, le Groupe a versé 80 millions d'euros aux détenteurs de ces titres. Ces montants sont comptabilisés en déduction
des capitaux propres dans les états financiers consolidés du Groupe ; l’économie d’impôt afférente est comptabilisée dans
le compte de résultat.

16.2.2 Capacité distributive d’ENGIE SA

La capacité distributive totale de la société ENGIE SA s’élève à 24 537 millions d’euros au 31 décembre 2023 (contre
27 365 millions d’euros au 31 décembre 2022), dont 23 916 millions d’euros au titre des primes liées au capital social.

16.2.3 Dividendes

L’Assemblée Générale du 26 avril 2023 a décidé la distribution d’un dividende unitaire de 1,40 euro par action au titre de
l’exercice 2022. Conformément à l’article 26.2 des statuts, une majoration de 10% du dividende, soit 0,14 euro par action,
a été attribuée aux actions inscrites sous la forme nominative depuis au moins deux ans au 31 décembre 2022, et qui sont
restées inscrites sans interruption sous cette forme au nom du même actionnaire jusqu’à la date de mise en paiement du
dividende. Cette majoration ne peut porter, pour un seul et même actionnaire, sur un nombre de titres représentant plus
de 0,5% du capital. Le Groupe a réglé en numéraire le 3 mai 2023, pour un montant de 3 391 millions d’euros, le dividende
de 1,40 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire, ainsi qu’un montant de 36 millions d’euros au
titre de prime de fidélité.

Dividendes proposés au titre de l’exercice 2023

Il sera proposé à l’Assemblée Générale du Groupe ENGIE statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2023
de verser un dividende unitaire de 1,43 euro par action soit un montant total de 3 482 millions d’euros sur la base du
nombre d’actions en circulation au 31 décembre 2023. Ce dividende unitaire sera majoré de 10% pour toute action détenue
depuis deux ans minimum au 31 décembre 2023 et maintenue à la date de mise en paiement du dividende 2023. Sur la
base du nombre d’actions en circulation au 31 décembre 2023, cette majoration est évaluée à 38 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
141
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES




Sous réserve d’approbation par l’Assemblée Générale qui se tiendra le mardi 30 avril 2024, le dividende dont le coupon
aura été détaché le jeudi 02 mai 2024, sera payé le lundi 06 mai 2024. Il n’est pas reconnu en tant que passif dans les
comptes au 31 décembre 2023, les états financiers à fin 2023 étant présentés avant affectation.

16.3 Gains et pertes recyclables reconnus en capitaux propres (part du
Groupe)

Tous les éléments figurant dans le tableau ci-dessous correspondent aux pertes et gains cumulés (part du Groupe) au
31 décembre 2023 et au 31 décembre 2022, qui sont recyclables en résultat.

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Instruments de dette (44) (369)
Couverture d'investissement net (1) (238) (386)
Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières) (1) 145 218
Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières) (1) (3 998) (318)
Impôts différés sur éléments ci-dessus 786 (112)
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, net d'impôt (2) 334 300
Éléments recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts ‐ ‐
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES AVANT ECARTS DE CONVERSION (3 015) (668)
Écarts de conversion (1 693) (1 422)
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES (4 708) (2 090)
(1) Cf. Note 15 «Risques liés aux instruments financiers».
(2) Cf. Note 3 «Participations dans les entreprises mises en équivalence».


16.4 Gestion du capital

ENGIE cherche à optimiser de manière continue sa structure financière par un équilibre optimal entre son endettement
financier économique net et son EBITDA. L’objectif principal du Groupe en termes de gestion de sa structure financière
est de maximiser la valeur pour les actionnaires, de réduire le coût du capital, tout en assurant la flexibilité financière
nécessaire à la poursuite de son développement. Le Groupe gère sa structure financière et procède à des ajustements au
regard de l’évolution des conditions économiques. Dans ce cadre, il peut ajuster le paiement de dividendes aux
actionnaires, rembourser une partie du capital, procéder au rachat d’actions propres (cf. Note 16.1.2 «Actions propres»),
émettre de nouvelles actions, lancer des plans de paiement fondés sur actions, redimensionner son enveloppe
d’investissements ou vendre des actifs pour réduire son endettement financier net.

Le Groupe a comme politique de maintenir une notation de crédit de niveau «strong investment grade» auprès des
agences de notation. À cette fin, il gère sa structure financière en tenant compte des éléments généralement retenus par
ces agences, à savoir le profil opérationnel du Groupe, sa politique financière et un ensemble de ratios financiers. Parmi
ceux-ci, un des ratios le plus souvent utilisé est celui qui reprend, au numérateur, les cash flows opérationnels diminués
du coût de la dette et des impôts dus et, au dénominateur, l’endettement financier net ajusté. Les ajustements sur
l’endettement financier net portent principalement sur la prise en compte de la partie non couverte des provisions
nucléaires et pour pensions, ainsi que 50% des émissions hybrides (titres super subordonnés). Par ailleurs, le Groupe a
défini une guidance portant sur son profil financier sur le ratio «dette nette économique divisée par l’EBITDA» inférieur ou
égal à 4 fois.

Les objectifs, politiques et procédures de gestion sont demeurés identiques depuis plusieurs exercices.

En dehors des exigences légales, ENGIE SA n’est sujet à aucune exigence externe en termes de capitaux propres
minimum.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
142
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 PROVISIONS




NOTE 17 PROVISIONS

Principes comptables

Principes généraux liés à la reconnaissance d’une provision

Le Groupe comptabilise une provision dès lors qu’il existe une obligation actuelle (légale ou implicite) à l’égard d’un
tiers, résultant d’un événement passé, et qu’il est probable qu’une sortie de ressources sera nécessaire pour régler
cette obligation sans contrepartie attendue.

Une provision pour restructuration est comptabilisée dès lors que les critères généraux de constitution d’une provision
sont satisfaits, qu’il existe un plan détaillé formalisé et que le Groupe a créé, chez les personnes concernées, une
attente fondée de mise en œuvre de la restructuration, soit en commençant à exécuter le plan, soit en leur annonçant
ses principales caractéristiques.

Les provisions dont l’échéance est supérieure à 12 mois sont actualisées dès lors que l’effet de l’actualisation
est significatif. Les principales natures de provisions à long terme du Groupe sont les provisions pour traitement de
l’aval du cycle du combustible nucléaire, les provisions pour démantèlement des installations, les provisions pour
remise en état de site et les provisions pour avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long terme. Les
taux d’actualisation utilisés reflètent les appréciations actuelles par le marché de la valeur temps de l’argent et des
risques spécifiques au passif concerné. Les charges correspondant à la désactualisation des provisions à long terme
sont constatées en résultat financier (en «Autres produits et autres charges financiers»).

Évaluation des provisions

Les paramètres qui ont une influence significative sur le montant des provisions, et plus particulièrement – mais
pas uniquement – celles relatives à la gestion de l’aval du cycle du combustible nucléaire, au démantèlement des
sites de production nucléaires et des infrastructures gazières en France, sont :

• les hypothèses de coûts (cf. Note 17.2) ;
• le calendrier de leur survenance (et notamment, pour les principales activités d’infrastructures gazières en
France, l’échéance de l’arrêt d’exploitation du gaz) (cf. Notes 17.2 et 17.3) ;
• le taux d’actualisation appliqué aux flux de trésorerie.

Ces paramètres sont établis sur la base des informations et estimations que le Groupe estime les plus appropriées à
ce jour.

La modification de certains paramètres pourrait conduire à une révision significative des provisions comptabilisées.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
143
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 PROVISIONS




Avantages Gestion de l'aval
postérieurs à du cycle nucléaire
l'emploi et autres et Démantèlement Démantèlement
avantages long des installations des installations
En millions d'euros terme nucléaires Hors nucléaires Autres risques Total
AU 31 DÉCEMBRE 2022 4 471 19 017 1 330 2 209 27 027
Dotations 264 5 271 107 557 6 198
Reprises pour utilisation (315) (327) (75) (671) (1 388)
Reprises pour excédent ‐ ‐ ‐ (36) (35)
Variation de périmètre (6) ‐ 15 ‐ 8
Effet de la désactualisation 161 581 47 14 803
Écarts de change 1 ‐ (21) (3) (22)
Autres 631 (655) (18) 44 2
AU 31 DÉCEMBRE 2023 5 208 23 887 1 384 2 114 32 593
Non courant 5 126 11 948 1 384 334 18 792
Courant (1) 82 11 939 ‐ 1 780 13 801
(1) La classification en courant / non-courant traduit les effets de l’accord signé avec l’État belge le 29 juin 2023 (devenu liant le
21 juillet 2023) et dont la mise en œuvre a été précisée dans les accords transactionnels du 13 décembre 2023 (cf. Note 17.2). À
ce titre, le Groupe règlera une grande partie de ce passif (11,5 milliards d’euros 2022) lors de l’entrée en vigueur des lois de
transposition de cet accord, le solde (3,5 milliards 2022) l’étant lors du redémarrage des unités prolongées, fin 2025.

L’effet de la désactualisation portant sur les avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages long terme correspond
à la charge d’intérêts sur la dette actuarielle, nette des produits d’intérêts des actifs de couverture.

La ligne «Autres» se compose essentiellement des écarts actuariels générés en 2023 sur les avantages postérieurs à
l’emploi, lesquels sont comptabilisés en «Autres éléments du résultat global», ainsi que des reprises de provisions
constatées en contrepartie d’un actif de démantèlement ou de remise en état de site, notamment en raison de l’effet induit
par l’avis final de la CPN du 7 juillet 2023 (cf. Note 17.2).

Les flux de dotations, reprises et désactualisation présentés ci-dessus, sont ventilés de la façon suivante dans le compte
de résultat :

En millions d'euros 31 déc. 2023
Résultat des activités opérationnelles (4 774)
Autres produits et charges financiers (824)
TOTAL (5 598)




L’analyse par nature des provisions et les principes applicables à leurs modalités de calcul sont exposés ci-dessous.

17.1 Avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages long terme

Se reporter à la Note 18 «Avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long terme».

17.2 Obligations relatives aux installations de production nucléaire

17.2.1 Contexte légal actuel et évolutions attendues suite à l’accord signé avec l’État
belge le 29 juin 2023, devenu liant le 21 juillet 2023, et dont la mise en œuvre a
été précisée dans les accords transactionnels du 13 décembre 2023

La loi belge du 11 avril 2003, partiellement abrogée et modifiée par la loi du 12 juillet 2022 attribue à Synatom, filiale du
Groupe, la gestion des provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires et pour la gestion du combustible usé.

Par ailleurs, cette loi organise l’établissement d’une Commission des provisions nucléaires (CPN) dont la mission est de
contrôler le processus de constitution et la gestion de ces provisions. Conformément à la loi, la CPN procède tous les trois
ans à un audit de l'application faite des méthodes de calcul utilisées pour la constitution des provisions nucléaires et de
leur adéquation.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
144
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 PROVISIONS




Dans ce cadre, la CPN a émis un avis définitif le 7 juillet 2023 sur les propositions transmises par Synatom en septembre
2022. Les provisions comptabilisées au 31 décembre 2023 par Synatom prennent intégralement en compte les remarques
et hypothèses retenues par la CPN. Cet avis s’est principalement traduit, en 2023, par une diminution de la provision pour
démantèlement (0,6 milliard d’euros) en contrepartie d’un ajustement de la valeur comptable des actifs de démantèlement
dont une partie a fait l’objet d’une reprise de perte de valeur (0,4 milliard d’euros). Les provisions intègrent ainsi, dans
leurs hypothèses, l’ensemble des obligations réglementaires environnementales existantes ou dont la mise en place est
prévue au niveau européen, national ou régional.

Le 29 juin 2023, le Groupe et le gouvernement belge ont signé un accord, devenu liant le 21 juillet 2023, et dont la mise
en œuvre a été précisée dans les accords transactionnels du 13 décembre 2023. Cet accord prévoit :

• la prolongation de 10 ans des réacteurs nucléaires de Doel 4 et Tihange 3 dans le cadre d’un partenariat à 50/50
entre l’État belge et le Groupe moyennant la mise en place d’un contrat pour différence protégeant ENGIE contre
les risques de marché ; et
• le transfert à l’Etat belge, en contrepartie du paiement libératoire d’un montant forfaitaire de 15 milliards d’euros2022,
de la responsabilité financière de gestion des déchets nucléaires et du combustible usé dans la limite d’un crédit
volumétrique couvrant la totalité des déchets nucléaires produits par les centrales belges durant leur durée de vie
légale depuis leur mise en service jusqu’à leur démantèlement.

Cet accord est engageant pour les parties. Même s’il suppose le vote et l’entrée en vigueur de projets de lois intégrés au
contrat, d’une part, ainsi que l’accord de la Commission Européenne en matière d’aide d’État, d’autre part, son closing
(après levée/réalisation des conditions suspensives) est estimé très probable. Le transfert de responsabilité financière sur
la gestion des déchets nucléaires et du combustible usé conformes aux critères de transfert interviendra de façon au
définitive au moment du closing, sauf dans le cas où l’absence de redémarrage des unités avant le 1er novembre 2027
serait due à une négligence grave d’ENGIE. Dans ce cas hautement improbable, l’État belge pourrait annuler l’accord sur
le montant forfaitaire et revenir au régime actuel de responsabilité financière de l’opérateur nucléaire, et les montants déjà
versés par le Groupe seraient séquestrés au bénéfice des provisions nucléaires qui auraient été transférées, jusqu’à la fin
du programme de démantèlement y compris la gestion des déchets nucléaires et de l’aval du cycle du combustible.

Le Groupe règlera ce passif de 15 milliards d’euros2022 via un paiement de 11,5 milliards d’euros2022 pour les déchets de
catégorie B et C (déchets hautement radioactifs et destinés au stockage géologique), au moment du closing puis le solde,
soit 3,5 milliards d’euros2022 lors du redémarrage des unités prolongées fin 2025 pour les déchets de catégorie A (déchets
faiblement radioactifs, destinés au stockage en surface). Ces montants au 31 décembre 2022 font l’objet d’une indexation
de 3% qui prend effet à compter du 1er janvier 2023 et ce jusqu’à la date de paiement.

En conséquence, le Groupe a revu l’évaluation de ses provisions d’un montant correspondant au complément entre les
passifs déjà constituées au titre des coûts futurs liés au traitement des déchets nucléaires et le montant forfaitaire de
15 milliards d’euros2022, soit un montant de 5,1 milliards d’euros 2022 (incluant la part des partenaires d’Electrabel dans
certaines centrales pour 0,4 milliard d’euros). Le Groupe a ainsi comptabilisé une charge nette de 4,8 milliards d’euros
dans les «Autres éléments du résultat des activités opérationnelles» (cf. Note 9).

À l’issue de cet accord, le Groupe conservera essentiellement la responsabilité de l’entreposage sur site des déchets de
combustible usé jusqu’à la fin des opérations de démantèlement et au plus tard jusqu’à 2050 ainsi que du conditionnement
de l’ensemble des déchets selon l’accord contractuel (cf. Note 17.2) ; il reste également responsable, au terme de leur
durée d’exploitation, des travaux de mises à l’arrêt définitif des réacteurs, de leur démantèlement et de l’assainissement
du site. Le processus de constitution et de gestion de l’ensemble de ces provisions relevant de la responsabilité du Groupe
continuera de faire l’objet d’une revue de la part de la CPN tous les 3 ans.

17.2.2 Provisions pour la gestion de l’aval du cycle du combustible nucléaire

Après son déchargement d’un réacteur et son entreposage temporaire sur site, le combustible usé fera l’objet d’un
conditionnement, avant son évacuation en stockage géologique à long terme.

Dans le cadre de la mise en place d’un paiement libératoire pour le transfert de la responsabilité financière de la gestion
du stockage et de l’évacuation des déchets nucléaires et du combustible usé, prévu par l’accord, les risques associés à
ce passif, tels qu’ils avaient été décrits dans les états financiers consolidés au 31 décembre 2022




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
145
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 PROVISIONS




(cf. Note 17.2 «Obligations relatives aux installations de production nucléaire»), ont été considérablement réduits. En effet,
l’accord prévoit que la responsabilité financière de toutes les opérations de gestion du combustible usé postérieurement
à son transfert à l’ONDRAF (Organisme national des déchets radioactifs et des matières fissiles enrichies) incombera à
l’État. À ce titre, le Groupe règlera une grande partie de ce passif (classé comme courant dans les comptes) augmentée
d’une prime de risque pour un total de 10,5 milliards d’euros2022.

Concernant la gestion des déchets, la responsabilité du Groupe sera essentiellement limitée à l’entreposage sur site des
éléments combustibles jusqu’à la fin des opérations de démantèlement et au plus tard jusqu’en 2050, ainsi que de leur
mise en conformité avec les critères contractuels de transfert des déchets à l’ONDRAF, dont le passif est estimé à
1,7 milliard d’euros2022 dans le projet de loi de mise en œuvre de l’accord.

Les provisions non couvertes par l’accord sont déterminées sur la base des principes et paramètres suivants :

• les coûts d’entreposage comprennent essentiellement les coûts de construction et d’exploitation d’installations
complémentaires d’entreposage à sec ainsi que l’exploitation des installations existantes, de même que les coûts
d’achat des conteneurs ;
• le combustible irradié et non retraité est conditionné, ce qui nécessite la construction d’installations de
conditionnement en fonction de critères d’acceptation émis par l’ONDRAF. Les recommandations de cette
dernière quant au coût de cette installation ont été intégralement prises en compte ;
• le taux d’actualisation retenu par la CPN - pour la partie non couverte par l’accord avec le gouvernement belge -
est de 3,0% (y compris inflation de 2,0%).

Les coûts effectivement supportés dans le futur pourraient différer de ceux estimés compte tenu de leur nature et de leur
échéance. Certaines recommandations émises par l’ONDRAF dans le cadre de la révision triennale des provisions
nucléaires en 2022 n’ayant pas encore pu être quantifiées feront l’objet d’une instruction spécifique sous le contrôle de la
CPN dans le cadre de la prochaine révision triennale.

Sensibilité

Suite à la prise en charge, par l’État belge, de l’ensemble des obligations liées aux déchets nucléaires après leur transfert
à l’ONDRAF, le Groupe ne sera plus exposé qu’à l’évolution des coûts futurs d’entreposage et de conditionnement et aux
paramètres d’actualisation correspondants avant ce transfert.

• les coûts de construction des installations d’entreposage à sec et les coûts d’achat des containers des éléments
combustibles sur nos sites pourraient être différents de ceux provisionnés. Une modification de 10% de ces coûts
encore à engager représenterait une variation de 60 millions d’euros des provisions ;
• une variation de 10% des coûts annuels d’exploitation des installations d’entreposage se traduirait par une
variation de 30 millions d’euros de la provision ;
• une variation du taux d’actualisation de 25bps se traduirait par une révision des provisions non transférées de
40 millions d’euros, à la hausse en cas de réduction du taux d’actualisation ou à la baisse en cas de hausse du
taux.

À noter que le risque de dépassement des crédits volumétriques est estimé, à ce stade, très peu probable, les crédits
volumétriques établis dans l’accord ayant incorporé les aléas volumétriques estimés dans le cadre de la réévaluation des
provisions en 2022.

17.2.3 Provisions pour le démantèlement des sites de production nucléaire


Principes comptables

Dès lors qu’il existe une obligation actuelle, légale ou implicite, de démanteler ou restaurer un site, le Groupe
comptabilise une provision pour démantèlement ou remise en état de site. La valeur actuelle de l’engagement au
moment de la mise en service constitue le montant initial de la provision pour démantèlement avec, en contrepartie, un
actif d’un montant identique repris dans les immobilisations corporelles concernées. Cet actif est amorti sur la durée
d’exploitation des installations, et est compris dans le périmètre des actifs faisant l’objet de tests de valeur. Les




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 PROVISIONS




ajustements de la provision consécutifs à une révision ultérieure (i) du montant estimé des engagements, (ii) de
l’échéancier des dépenses du démantèlement ou (iii) du taux d’actualisation, sont symétriquement portés en déduction
ou, sous certaines conditions, en augmentation du coût de l’actif correspondant. Les effets de la désactualisation
annuelle sont comptabilisés en charge de l’exercice.

Les unités nucléaires sur lesquelles le Groupe détient un droit de capacité font également l’objet d’une provision à
concurrence de la quote-part dans les coûts attendus de démantèlement qu’il doit supporter.


Au terme de leur durée d’exploitation, les centrales nucléaires doivent être mises à l’arrêt définitif pendant la phase durant
laquelle le combustible irradié est déchargé de la centrale, puis jusqu’au déclassement et à l’assainissement du site.

La stratégie de démantèlement retenue repose sur un démantèlement (i) immédiat après l’arrêt du réacteur, (ii) réalisé en
série plutôt qu’unité par unité et (iii) complet (retour à un «greenfield industriel»), permettant un usage industriel futur du
terrain.

Jusqu’au 31 décembre 2022, le montant des provisions pour démantèlement comprenait les coûts relatifs à la prise en
charge des déchets du démantèlement de catégorie A (de faible ou moyenne activité et de courte durée de vie) et B ( de
faible ou moyenne activité et de longue durée de vie) déterminés en utilisant le tarif des redevances établi par l’ONDRAF
validé par son Conseil d’administration de mai 2022. Compte tenu de l’accord, la responsabilité financière de toutes les
opérations de gestion des déchets de catégorie A et B conditionnés conformément aux critères contractuels de transfert
incombera désormais à l’État en contrepartie du paiement du montant forfaitaire libératoire décrit dans la section 17.2.2
ci-avant. À ce titre, le Groupe transférera ce passif lors de l’entrée en vigueur des lois de transposition de cet accord pour
un total de 1 milliard d’euros2022, pour les déchets de catégorie B et, lors du redémarrage des unités prolongées fin 2025
pour un total de 3,5 milliards d’euros2022, pour les déchets de catégorie A.

Le Groupe ne demeure par ailleurs responsable que de la mise à l’arrêt définitif et du démantèlement en ce compris le
conditionnement des déchets de catégorie A et B provenant de ces opérations conformément aux critères contractuels de
transfert. Au 31 décembre 2023, ces provisions pour mise à l’arrêt définitif et démantèlement sont constituées sur la base
des paramètres suivants :

• le début des opérations techniques de mise à l’arrêt définitif des installations est fonction de l’unité concernée et
du séquencement des opérations pour l’ensemble du parc. Elles sont immédiatement suivies de la phase de
démantèlement ;
• le scénario retenu repose sur un plan de démantèlement et des calendriers qui doivent être approuvés par les
autorités de sûreté nucléaire. Les conditions de sûreté des phases de mise à l’arrêt définitif ont été définies avec
l’Agence Fédérale de Contrôle Nucléaire (AFCN) pour les unités de Doel 3 et Tihange 2 déjà à l’arrêt. Elles restent
à définir pour la phase de démantèlement. Les coûts pourraient être amenés à évoluer en fonction de l’issue de
ces discussions et du projet détaillé de réalisation de ces phases en cours de définition ;
• le montant à décaisser à terme est déterminé en fonction des coûts estimés par centrale nucléaire, sur base d’une
étude réalisée par un bureau d’experts indépendants et en retenant comme hypothèse la réalisation d’un
démantèlement en série des centrales. Les coûts effectivement supportés dans le futur pourraient différer de ceux
estimés compte tenu de leur nature et de leur échéance ;
• les redevances pour la prise en charge des déchets du démantèlement de catégorie A – de faible ou moyenne
activité et de courte durée de vie – et B – de faible ou moyenne activité et de longue durée de vie – sont
déterminées en utilisant le tarif des redevances établi par l’ONDRAF validé par son Conseil d’administration de
mai 2022 ;
• pour les différentes phases, il est tenu compte de l’inclusion de marges pour aléas, revues par l’ONDRAF et la
CPN ;
• un taux d’inflation de 2,0% est appliqué jusqu’à la fin du démantèlement pour la détermination de la valeur future
de l’engagement ;
• le taux d’actualisation retenu par la CPN est de 2,5% (y compris inflation de 2,0%).

La prolongation de 10 ans des unités Doel 4 et Tihange 3 prévue dans l’accord désoptimise les activités de démantèlement
en série des différentes unités. Il est prévu que l’État prendra à sa charge le complément de provisions y afférent et estimé
à ce jour entre 500 et 600 millions d’euros. Dans l’attente d’un accord sur son montant exact, sous le contrôle in fine de la




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 PROVISIONS




Commission des Provisions Nucléaires, ce complément de passif qui devrait être payé forfaitairement lors du closing par
l’État belge n’est pas intégré dans les comptes. Si le surcoût n’était pas intégralement couvert par l’État, une part de ce
complément de passif pourrait rester à la charge du Groupe.

Enfin, le Groupe constitue des provisions destinées à couvrir les coûts relatifs à la phase de mise à l’arrêt définitif de ses
droits de tirage dans Tricastin et Chooz B ainsi que pour la période de démantèlement qui conduit au déclassement et à
l’assainissement du site de Chooz B, conformément aux accords respectifs conclus avec EDF. Celles-ci sont basées sur
les provisions pour les actifs belges se rapprochant le plus de ces centrales et sont mises à jour conformément aux
révisions par la CPN.

Sensibilité

Compte tenu de l’accord, le Groupe ne sera plus responsable que de la mise à l’arrêt définitif et du démantèlement y
compris conditionnement des déchets nucléaires provenant de ces opérations conformément aux critères contractuels de
transfert, ensemble dont le passif restant à charge du groupe est estimé à 6,7 milliards d’euros 2022 dans le projet de loi de
mise en œuvre de l’accord.

• une variation de 10% des coûts de mise à l’arrêt définitif des unités conduirait à une variation de l’ordre de
200 millions d’euros des provisions ;
• une variation de 10% des coûts de démantèlement des unités conduirait à une variation de l’ordre de 400 millions
d’euros des provisions nucléaires ;
• une variation du taux d’actualisation de 25bps se traduirait par une révision des provisions de l’ordre de
170 millions d’euros, à la hausse en cas de réduction du taux d’actualisation ou à la baisse en cas de hausse du
taux.

17.2.4 Actifs financiers dédiés à la couverture des dépenses futures de démantèlements
des installations et de gestion des matières fissiles irradiées

Comme indiqué au point précédent, la loi belge du 12 juillet 2022, abrogeant partiellement et modifiant la loi du
11 avril 2003, attribue à Synatom, filiale détenue à 100% par le Groupe, la mission de gérer et placer les fonds reçus des
exploitants nucléaires belges pour couvrir les dépenses de démantèlement des centrales nucléaires et de gestion du
combustible usé. En application de la loi du 11 avril 2003, Synatom pouvait prêter un maximum de 75% de ces fonds à
des exploitants nucléaires dans le respect de certains critères en matière de qualité de crédit.

Le montant des prêts en cours entre Synatom et les exploitants nucléaires représentant la contre-valeur des provisions
pour la gestion du combustible usé, sera remboursé d’ici le 31 décembre 2025 à Synatom et le montant des prêts en cours
entre Synatom et Electrabel représentant la contre-valeur des provisions pour le démantèlement sera remboursé d’ici le
30 septembre 2031.

La partie des provisions ne faisant pas l’objet de prêts aux exploitants nucléaires est placée par Synatom soit dans des
actifs financiers extérieurs aux exploitants nucléaires, soit dans des prêts à des personnes morales répondant aux critères
de «qualité de crédit» imposés par la loi.

Au cours de l’exercice 2023, Synatom a investi un peu plus de 3 milliards d’euros dans de tels actifs.

L’objectif poursuivi par Synatom en termes d’investissement dans ces actifs a été adapté compte tenu de l’accord. Il est :

• pour la part destinée à être liquidée au closing, d’assurer la valeur des actifs sous-jacents moyennant un
investissement majoritairement en outils monétaires assurant un rendement au moins équivalent à l’indexation
des montants forfaitaires fixée à 3% ;
• pour les investissements destinés à couvrir le passif restant conservé par le Groupe, d’assurer un rendement
suffisant, pour un niveau de risque acceptable, afin de couvrir les coûts liés au démantèlement et à l’entreposage
des matières fissiles irradiées, sous les contraintes de diversification, de minimisation du risque et de disponibilité
comme définies par la loi du 12 juillet 2022.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 PROVISIONS




Il incombe au Conseil d’Administration de Synatom et à son Comité d’investissement de définir la politique
d’investissement de Synatom après avis de la CPN, conformément à la loi du 12 juillet 2022. En s’appuyant sur une
politique de contrôle des risques rigoureuse, le Comité d’investissement supervise les décisions d’investissement dont le
pilotage est confié à une équipe dirigée par un Directeur des investissements.

La valeur des actifs financiers dédiés à la couverture des provisions nucléaires s’élève au 31 décembre 2023 à
9 984 millions d’euros et leur rendement s’est établi à 5,01% sur l’exercice. L’année 2023 a été marquée par la réexposition
progressive du portefeuille aux marchés en récupération après l’année 2022 marquée par la volatilité baissière des
marchés actions et obligataires mondiaux. Cette réexposition a cependant dû être interrompue suite à la demande du
gouvernement, dans le cadre de l’accord, de bénéficier du paiement en numéraire plutôt qu’en actifs dédiés des montants
forfaitaires relatifs aux coûts de traitement des déchets nucléaires.

17.2.4.1 Valorisation des actifs financiers sur l’exercice 2023

Les prêts à des personnes morales externes au Groupe et les autres placements de trésorerie sont présentés ci-après :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Prêt à des personnes morales externes au Groupe 3 5
Prêt à Sibelga 3 5
Autres prêts et créances au coût amorti 3 777 2 270
Instruments de dette – trésorerie OPCVM 3 777 2 270
Total des prêts et créances au cout amorti 3 780 2 276
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres 1 640 863
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par résultat 25 24
Instruments de capitaux propres à la juste valeur 1 665 887
Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres 1 873 2 418
Instruments de dette à la juste valeur par résultat 2 663 933
Instruments de dette à la juste valeur 4 536 3 350
Total Instruments de capitaux propres et de dette à la juste valeur 6 201 4 237
Instruments financiers dérivés 3 113
TOTAL (1) 9 984 6 626
(1) N’inclut pas les stocks d’uranium qui s’élèvent à 307 millions d’euros au 31 décembre 2023, contre 308 millions d’euros au 31 décembre 2022.

Les prêts à des personnes morales externes au Groupe et la trésorerie des OPCVM en attente de placement sont
présentés dans l’état de la situation financière en tant que «Prêts et créances au coût amorti». Les obligations OPCVM et
instruments de couverture associés détenus par Synatom au travers d’OPCVM sont présentés en instruments de capitaux
propres ou en instruments de dette (cf. Note 14.1 «Actifs financiers»).

Le détail de la variation de la juste valeur cumulée des actifs de Synatom est présenté comme suit :

Variation cumulée de la juste valeur des actifs
financiers dédiés
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres 88 (157)
Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres (101) (282)
Instruments de dette à la juste valeur par résultat 122 (52)
TOTAL 108 (491)



Le résultat de l’exercice généré par ces actifs dédiés s’élève à -184 millions d’euros en 2023 (-217 millions d’euros en
2022).

Effets sur le résultat du rendement des actifs financiers
dédiés
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Résultat de cession (312) 14
Rémunération des actifs 71 66
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture (108) (15)
Variation de juste valeur des actifs dédiés par résultat 167 (282)
TOTAL (184) (217)




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 PROVISIONS




17.3 Démantèlements des installations non nucléaires et remise en état de
sites

17.3.1 Démantèlements relatifs aux installations non nucléaires

À l’issue de leur durée d’exploitation, certaines installations, dont notamment des centrales classiques, des canalisations
de transport, des conduites de distribution, des sites de stockage ou encore des terminaux méthaniers, doivent être
démantelées ou a minima mises en sécurité. Ces obligations peuvent résulter de réglementations environnementales en
vigueur dans les pays concernés, de contrats ou de l’engagement implicite du Groupe. L’enjeu le plus important pour le
Groupe concerne les infrastructures gazières en France.

Les orientations politiques et sociétales de la France en matière de transition énergétique visent à atteindre la neutralité
carbone à horizon 2050, en réduisant les émissions de gaz à effet de serre et en favorisant les énergies renouvelables ou
dites vertes, notamment le biométhane et l’hydrogène. Les différents scénarios qui permettent d’atteindre cette neutralité
carbone, notamment le Scénario National Bas Carbone en France, les scénarios ADEME, ou «l’étude prospective Futurs
énergétiques» de RTE, le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité, conduisent tous à une baisse significative
des quantités de gaz consommées, tout en maintenant un nombre élevé de connections gaz pour la gestion de la pointe
électrique. Le Groupe analyse de près cette perspective, notamment dans le cadre de la définition de sa stratégie ainsi
que pour l’appréciation de la durée d’utilisation des actifs et l’évaluation des provisions pour leur démantèlement éventuel.

La future Stratégie Française sur l’Énergie et le Climat (SFEC) constituera la feuille de route actualisée de la France pour
atteindre la neutralité carbone en 2050 et assurer l’adaptation de la France aux impacts du changement climatique. La
SFEC sera constituée de la première loi de programmation quinquennale sur l’énergie et le climat (LPEC), qui doit être
adoptée en 2024 et déclinée par la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC 3e édition), le Plan National d’Adaptation au
Changement Climatique (PNACC 3e édition) et la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 2024-2033), qui doivent
être adoptés au 1er semestre 2024. La prochaine révision quinquennale de la PPE et de la SNBC sera ainsi pour la
première fois précédée de l’adoption d’une loi de programmation sur l’énergie et le climat, qui fixera les priorités d’action
de la politique climatique et énergétique française.

En conformité avec l’objectif de neutralité carbone à horizon 2050, le scénario de long terme retenu par le Groupe, et qui
préside à la mise en œuvre de sa stratégie, est un scénario qui combine électrification raisonnable, soit un peu moins de
50% de la demande finale en 2050, et développement d’une palette diversifiée de gaz verts (biométhane, e-CH4 synthétisé,
gaz naturel avec Carbon-Capture and Storage, hydrogène pur). Le scénario du Groupe est proche du scénario S3 de
l’ADEME.

Du fait de l’importance des gaz verts dans le mix énergétique français envisagé à horizon 2050 et au-delà, les
infrastructures gazières resteront très largement nécessaires et seront indispensables pour fournir de la flexibilité au
système énergétique. L’adaptation et la reconversion de ces infrastructures aux gaz verts permettent d’envisager leur
utilisation à un horizon très lointain, ce qui conduit à une valeur actuelle quasi nulle des provisions pour leur
démantèlement, hors cas spécifiques des terminaux méthaniers et des sites de stockage en exploitation réduite et non
régulés essentiellement en France et en Allemagne, pour lesquels les provisions constituées pour leur démantèlement
s’élèvent à 326 millions d’euros au 31 décembre 2023 contre 359 millions d’euros au 31 décembre 2022.

Compte tenu de son horizon et des évolutions des politiques publiques françaises et européenne, le Groupe continuera à
procéder à une appréciation régulière du scénario de long terme qui permettra d’atteindre la neutralité carbone à horizon
2050. Cette appréciation s’accompagne d’une revue de l’évaluation des provisions pour démantèlement.

17.3.2 Centrale et mine d’Hazelwood (Australie)

Le Groupe et son partenaire Mitsui ont annoncé en novembre 2016 la fermeture de la centrale à charbon d’Hazelwood, et
l’arrêt des opérations d’extraction de charbon dans la mine attenante à partir de fin mars 2017. Le Groupe détient une
participation de 72% dans cette ancienne centrale de 1 600 MW avec mine de charbon attenante, consolidée en tant
qu’activité conjointe.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
150
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 PROVISIONS




Au 31 décembre 2023, la provision en part Groupe (72%) pour couvrir les obligations en matière de démantèlement et de
réhabilitation de la mine s’élève à 280 millions d’euros contre 220 millions d’euros au 31 décembre 2022. La mise à jour
de certains paramètres de la provision a entrainé une augmentation de celle-ci de l’ordre de 90 millions d’euros.

Les travaux de démantèlement et de remise en état du site ont débuté en 2017 et se sont concentrés sur : la gestion de
la contamination du site ; la planification de l’assainissement de son environnement ; la démolition et le démantèlement
de l’ensemble des installations industrielles du site, comprenant la démolition de l’ancienne centrale, le pompage aquatique
continu, ainsi que des travaux de terrassement dans la mine, visant à garantir une stabilité du terrain et des parois, en vue
de la création d’un lac de mine sur le long terme.

Les obligations réglementaires finales sont susceptibles d’être modifiées pendant la durée de vie du projet et donc
d’impacter les provisions.

Le montant de la provision comptabilisée représente la meilleure estimation à date du Groupe concernant les coûts de
destruction et de réhabilitation qui devront être encourus par la société Hazelwood. Cependant, le montant de cette
provision pourrait être ajusté dans le futur afin de tenir compte d’éventuelles évolutions concernant les paramètres clés de
l’évaluation.

17.4 Autres risques

Ce poste comprend principalement les provisions constituées au titre des litiges commerciaux et des réclamations et
risques fiscaux (hors impôts sur les sociétés, en application d’IFRIC 23), ainsi que les provisions pour contrats déficitaires
relatifs aux contrats de transport et de réservation de capacité de stockage.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




NOTE 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES
AVANTAGES À LONG TERME

Principes comptables

Selon les lois et usages de chaque pays, les sociétés du Groupe ont des obligations en termes de retraites, préretraites,
indemnités de départ et régimes de prévoyance. Ces obligations existent généralement en faveur de l’ensemble
des salariés des sociétés concernées.

Les modalités d’évaluation et de comptabilisation suivies par le Groupe concernant les engagements de retraite et
autres avantages accordés au personnel sont celles édictées par la norme IAS 19. En conséquence :

• le coût des régimes à cotisations définies est enregistré en charges sur la base des appels à cotisations dues
pour la période ;
• la valorisation du montant des engagements de retraite et assimilés, lorsqu’ils sont représentatifs de prestations
définies, est effectuée sur la base d’évaluations actuarielles selon la méthode des unités de crédits projetées.
Ces calculs intègrent des hypothèses de mortalité, de rotation du personnel et de projection de salaires qui
tiennent compte des conditions économiques propres à chaque pays ou société du Groupe. Les taux
d’actualisation sont déterminés en référence au rendement, à la date d’évaluation, des obligations émises par
les entreprises de premier rang (ou par l’État s’il n’existe pas de marché représentatif pour les emprunts privés)
de la zone concernée.

L’évaluation des engagements de retraite repose sur des calculs actuariels. Le Groupe estime que les hypothèses
retenues pour évaluer les engagements sont appropriées et justifiées. Cependant, toute modification d’hypothèse
pourrait avoir un impact significatif.

Les montants relatifs aux plans dont les engagements sont supérieurs à la juste valeur des actifs de couverture figurent
au passif en provisions. Lorsque la valeur des actifs de couverture (plafonnés, le cas échéant) est supérieure aux
engagements, le montant concerné est inclus à l’actif de l’état de situation financière en «Autres actifs» courants ou
non courants.

Concernant les avantages postérieurs à l’emploi, les écarts actuariels sont comptabilisés en autres éléments du
résultat global. Le cas échéant, les ajustements provenant du plafonnement des actifs nets relatifs aux régimes
surfinancés suivent la même méthode. Pour les autres avantages à long terme tels que les médailles du travail, les
écarts actuariels sont immédiatement comptabilisés en résultat.

La charge (produit) d’intérêt nette au titre des régimes à prestations définies est comptabilisée en résultat financier.



18.1 Description des principaux régimes de retraite

18.1.1 Régime spécial des Industries Électriques et Gazières (IEG) en France

Depuis le 1er janvier 2005, le fonctionnement du régime d’assurance vieillesse, invalidité, décès, accidents du travail et
maladies professionnelles des IEG est assuré par la Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières (CNIEG).
La CNIEG est un organisme de sécurité sociale de droit privé, doté de la personnalité morale et placé sous la tutelle
conjointe des ministres chargés de la sécurité sociale et du budget.

Les personnels salariés et retraités des IEG sont, depuis le 1 er janvier 2005, affiliés de plein droit à cette caisse.
Les principales sociétés du Groupe concernées par ce régime sont ENGIE SA, GRDF, GRTgaz, ELENGY, STORENGY,
ENGIE Thermique France, CPCU, CNR et SHEM.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




Suite à la réforme du financement du régime spécial des IEG introduite par la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 et ses décrets
d’application, les droits spécifiques (prestations du régime non couvertes par les régimes de droit commun) relatifs aux
périodes validées au 31 décembre 2004 («droits spécifiques passés») ont été répartis entre les différentes entreprises des
IEG. Le financement des droits spécifiques passés (droits au 31 décembre 2004) afférents aux activités régulées de
transport et de distribution («droits spécifiques passés régulés») est assuré par le prélèvement de la Contribution Tarifaire
d’Acheminement (CTA) sur les prestations de transport et de distribution de gaz et d’électricité, et n’incombe donc plus au
Groupe ENGIE. Les droits spécifiques passés (droits au 31 décembre 2004) des activités non régulées sont financées par
les entreprises des IEG dans les proportions définies par le décret n° 2005-322 du 5 avril 2005.

Les droits spécifiques du régime constitués depuis le 1er janvier 2005 sont intégralement financés par les entreprises des
IEG proportionnellement à leur poids respectif en termes de masse salariale au sein de la branche des IEG.

S’agissant d’un régime à prestations définies, le Groupe constitue une provision pour retraite au titre des droits spécifiques
des agents des activités non régulées et des droits spécifiques acquis par les agents des activités régulées à compter du
1er janvier 2005. Cette provision englobe également les engagements au titre des départs anticipés par rapport à l’âge
légal de départ à la retraite. Le montant de la provision est susceptible d’évoluer en fonction du poids respectif des sociétés
du Groupe au sein de la branche des IEG.

Le régime spécial des IEG est fermé aux nouveaux entrants depuis le 1er septembre 2023.

Les évaluations des engagements de retraites et des autres «engagements mutualisés» sont effectuées par la CNIEG.

Au 31 décembre 2023, la dette actuarielle «retraite» relative au régime spécial des IEG s’élève à 2,73 milliards d’euros.

La duration de la dette actuarielle «retraite» relative au régime des IEG est de 19 ans.

18.1.2 Convention de l’électricité et du gaz en Belgique

En Belgique, des conventions collectives régissent les droits du personnel des sociétés du secteur de l’électricité et du
gaz, soit principalement Electrabel, Laborelec, et partiellement ENGIE Energy Management et ENGIE CC.

Ces conventions, applicables au personnel «barémisé» engagé avant le 1 er juin 2002 et au personnel cadre engagé avant
le 1er mai 1999, prévoient des avantages permettant au personnel d’atteindre, pour une carrière complète et y compris la
pension légale, un complément de pension de retraite égal à 75% du dernier revenu annuel. Ces compléments sont
partiellement réversibles aux ayants droit. Il s’agit de régimes à prestations définies. En pratique, ces prestations sont,
pour la plupart des participants, liquidées sous forme de capital. La plupart des obligations résultant de ces plans de
pension sont financées auprès de plusieurs fonds de pension établis pour le secteur de l’électricité et du gaz et de
compagnies d’assurances. Les plans de pension pré-financés sont alimentés par des cotisations des salariés et des
employeurs. Les cotisations des employeurs sont déterminées annuellement sur la base d’une expertise actuarielle.

La dette actuarielle « retraite » relative à ces régimes s’élève à 1,22 milliards d’euros au 31 décembre 2023. La duration
moyenne de ces régimes est de 9 ans.

Le personnel «barémisé» engagé à partir du 1 er juin 2002, et le personnel cadre (i) engagé à partir du 1er mai 1999 ou
(ii) ayant opté pour le transfert vers des plans à contributions définies bénéficient aujourd’hui de régimes à cotisations
définies. Avant le 1er janvier 2017, la loi imposait une garantie de rendement annuel minimum moyen (3,75% sur les
contributions salariales et 3,25% sur les contributions patronales) lors de la liquidation de l’épargne constituée.

La loi sur les pensions complémentaires, votée le 18 décembre 2016, et d’application au 1er janvier 2017, fixe désormais
les taux de rendement minimum à garantir en fonction du rendement réel des obligations de l’État belge, dans une
fourchette comprise entre 1,75% et 3,25% (les taux sont désormais identiques pour les contributions salariales et
patronales). En 2023, le taux minimum garanti est de 1,75%.

La charge comptabilisée au titre de ces régimes à cotisations définies s’élève à 42 millions d’euros en 2023 et
38 millions d’euros en 2022.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




18.1.3 Autres régimes de retraite

La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à leur personnel des avantages retraite. En termes de
coûts de financement des plans de retraite dans le Groupe, ceux-ci sont presque équitablement répartis entre financement
de plans à prestations définies et financement de plans à cotisations définies.

Les principaux régimes de retraite hors France et Belgique concernent :

• le Royaume-Uni : la grande majorité des plans à prestations définies est fermée aux nouveaux entrants, et pour
la plupart, à l’acquisition de droits futurs. Toutes les entités proposent un plan à cotisations définies.
Les engagements de retraite du personnel des filiales d’International Power au Royaume-Uni sont couverts par le
régime spécial des Industries des Fournisseurs d’Électricité (ESPS). Il s’agit d’un régime à prestations définies
dont les actifs sont investis dans des fonds séparés. Depuis le 1er juin 2008, ce régime est fermé, et un régime à
cotisations définies a été mis en place pour les nouveaux entrants ;
• l’Allemagne : les différentes filiales ont fermé leurs plans à prestations définies pour les nouveaux entrants.
Les entités proposent désormais des plans à cotisations définies ;
• le Brésil : ENGIE Brasil Energia a son propre fonds de pension, qui a été scindé en deux compartiments : l’un
poursuivant la gestion du plan (fermé) à prestations définies et le second dédié au plan à cotisations définies
proposé aux nouveaux entrants depuis début 2005.

18.2 Description des autres avantages postérieurs à l’emploi et autres
avantages à long terme

18.2.1 Autres avantages consentis aux personnels des IEG (aux actifs et/ou aux
inactifs)

Les autres avantages consentis aux personnels des IEG sont les suivants :

• avantages postérieurs à l’emploi :

− l’avantage en nature énergie ;
− les indemnités de fin de carrière ;
− les congés exceptionnels de fin de carrière ;
− les indemnités de capital décès ;

• avantages à long terme :

− les rentes d’accidents du travail et de maladies professionnelles ;
− les rentes d’incapacité temporaire et d’invalidité ;
− les médailles du travail.

Les principaux engagements sont décrits ci-après.

18.2.1.1 Avantage en nature énergie

L’article 28 du statut national du personnel des Industries Électriques et Gazières prévoit que l’ensemble des agents
(agents actifs et inactifs, sous conditions d’ancienneté) bénéficie d’un régime d’avantage en nature énergie intitulé
«tarif agent».

Cet avantage recouvre la fourniture à ces agents d’électricité et de gaz à un tarif préférentiel. Les avantages dont
bénéficieront les agents à la retraite constituent des avantages postérieurs à l’emploi à prestations définies. La population
inactive bénéficiaire du tarif agent justifie d’au moins 15 années de service au sein des IEG.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




En vertu des accords signés avec EDF en 1951, ENGIE fournit du gaz à l’ensemble de la population active et retraitée
d’ENGIE et d’EDF et, réciproquement, EDF fournit de l’électricité à la même population. ENGIE prend à sa charge (ou
bénéficie de) la soulte imputable aux agents d’ENGIE résultant des échanges d’énergie intervenant entre les deux
entreprises.

L’engagement énergie lié à l’avantage accordé aux salariés (actifs et inactifs) au titre des périodes de retraite est évalué
par différence entre le prix de vente des énergies aux particuliers et le tarif préférentiel accordé aux agents.

La provision relative à l’avantage en nature énergie s’élève à 2,97 milliards d’euros au 31 décembre 2023. La duration de
l’engagement est de 19 ans.

18.2.1.2 Indemnités de fin de carrière

Les agents perçoivent dès leur départ en retraite (ou leurs ayants droit en cas de décès pendant la phase d’activité de
l’agent), une indemnité de fin de carrière progressive en fonction de leur ancienneté dans les IEG.

18.2.1.3 Rentes d’accidents du travail et de maladies professionnelles

Les salariés des IEG bénéficient de garanties permettant la réparation des accidents du travail et des maladies
professionnelles. Les prestations couvrent l’ensemble des salariés et des ayants droit d’un salarié décédé suite à un
accident du travail, à un accident de trajet ou à une maladie professionnelle.

Le montant de l’engagement correspond à la valeur actuelle probable des prestations que percevront les bénéficiaires
actuels compte tenu des éventuelles réversions.

18.2.2 Autres avantages consentis aux personnels du secteur de l’électricité et du gaz
en Belgique

Les sociétés du secteur de l’électricité et du gaz accordent des avantages après la retraite tels que le remboursement de
frais médicaux et des réductions sur les tarifs de l’électricité et du gaz ainsi que des médailles du travail et des régimes de
prépension. À l’exception de l’«allocation transitoire» (prime de fin de carrière), ces avantages ne font pas l’objet de
préfinancements.

18.2.3 Autres conventions

La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à leur personnel des avantages postérieurs à l’emploi
(régimes de préretraite, couverture médicale, avantages en nature…), ainsi que d’autres avantages à long terme
(médailles du travail et autres primes d’ancienneté…).

18.3 Plans à prestations définies

18.3.1 Montants présentés dans l’état de la situation financière et l’état du résultat global

Conformément aux dispositions d’IAS 19, l’information présentée dans l’état de la situation financière au titre des
avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long terme correspond à la différence entre la dette actuarielle
(engagement brut) et la juste valeur des actifs de couverture. Lorsque cette différence est positive, une provision est
enregistrée (engagement net). Lorsque la différence est négative, un actif de régime est constaté dans l’état de la situation
financière dès lors que les conditions de comptabilisation d’un actif de régime sont satisfaites.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




Les variations des provisions pour les régimes de retraite, avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long
terme, actifs de régime, et droits à remboursement comptabilisés dans l’état de la situation financière sont les suivantes :


Droits à
En millions d'euros Provisions Actifs de régime remboursements
AU 31 DÉCEMBRE 2022 (4 471) 316 208
Différence de change 6 1 ‐
Variations de périmètre et autres (3) 3 25
Pertes et gains actuariels (645) 44 ‐
Charge de l'exercice (403) (89) 9
Cotisations/prestations payées 308 14 1
AU 31 DÉCEMBRE 2023 (5 208) 289 244



Les actifs de régime et les droits à remboursement sont présentés dans l’état de la situation financière au sein des lignes
«Autres actifs» non courants et courants.

La charge de l’exercice s’élève à 492 millions d’euros en 2023 (354 millions d’euros en 2022). Les composantes de cette
charge de l’exercice relative aux régimes à prestations définies sont présentées dans la Note 18.3.3 «Composantes de la
charge de l’exercice».

La zone euro représente 97% des engagements nets du Groupe au 31 décembre 2023 (contre 98% au
31 décembre 2022).

Les écarts actuariels cumulés comptabilisés dans les capitaux propres s’élèvent à 1 979 millions d’euros au
31 décembre 2023 (contre 1 400 millions d’euros au 31 décembre 2022).

Les pertes et gains actuariels nets générés sur l’exercice, qui sont présentés sur une ligne distincte de l’état du résultat
global représentent une perte actuarielle de 601 millions d’euros en 2023 (contre un gain actuariel de 2 774 millions d’euros
en 2022).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




18.3.2 Évolution des engagements et des actifs de couverture

Les montants des dettes actuarielles et des actifs de couverture du Groupe ENGIE, leur évolution au cours des exercices
concernés ainsi que leur réconciliation avec les montants comptabilisés dans l’état de la situation financière sont les
suivants :

31 déc. 2023 31 déc. 2022

Autres Autres
avantages avantages
postérieurs Avantages postérieurs Avantages
à l'emploi à long Retraites à l'emploi à long
En millions d'euros Retraites (1) (2) terme (3) Total (1) (2) terme (3) Total
A - VARIATION DE LA DETTE ACTUARIELLE
Dette actuarielle début de période (5 565) (3 308) (395) (9 268) (7 566) (4 649) (499) (12 715)
Coût des services rendus de la
période (168) (48) (33) (248) (229) (97) (45) (372)
Charge d'intérêts sur la dette (245) (123) (16) (384) (124) (60) (6) (190)
actuarielle
Cotisations versées (9) ‐ ‐ (9) (8) ‐ ‐ (8)
Modification de régime (82) 27 (1) (56) ‐ ‐ ‐ ‐
Variations de périmètre ‐ ‐ ‐ ‐ 10 2 ‐ 12
Réductions / cessations de régimes 8 5 1 14 (87) ‐ ‐ (87)
Pertes et gains actuariels financiers (163) (233) (33) (430) 2 118 1 390 81 3 590
Pertes et gains actuariels
démographiques (110) 25 ‐ (85) 8 (4) 34 39
Prestations payées 378 127 43 549 346 110 39 495
Autres (dont écarts de conversion) (11) ‐ (1) (11) (33) ‐ (1) (34)
Dette actuarielle fin de période A (5 966) (3 529) (433) (9 928) (5 565) (3 308) (395) (9 268)
B - VARIATION DES ACTIFS DE COUVERTURE
Juste valeur des actifs de
couverture en début de période 5 181 ‐ - 5 181 5 843 ‐ ‐ 5 843
Produit d'intérêts des actifs de
couverture 214 ‐ ‐ 214 97 ‐ ‐ 97
Pertes et gains actuariels financiers (119) ‐ ‐ (119) (739) ‐ ‐ (739)
Cotisations perçues 91 ‐ ‐ 91 133 ‐ ‐ 133
Variations de périmètre ‐ ‐ ‐ ‐ 3 ‐ ‐ 3
Cessations de régimes ‐ ‐ ‐ ‐ 81 ‐ ‐ 81
Prestations payées (308) ‐ ‐ (308) (260) ‐ ‐ (260)
Autres (dont écarts de conversion) 9 ‐ ‐ 9 22 ‐ ‐ 22
Juste valeur des actifs de
couverture en fin de période B 5 067 ‐ - 5 067 5 181 ‐ - 5 181
C - COUVERTURE FINANCIÈRE A+B (899) (3 529) (433) (4 861) (384) (3 308) (395) (4 087)
Plafonnement d'actifs (58) ‐ ‐ (58) (68) ‐ ‐ (68)
ENGAGEMENTS NETS DE RETRAITES (957) (3 529) (433) (4 919) (452) (3 308) (395) (4 155)
TOTAL PASSIF (1 246) (3 529) (433) (5 208) (768) (3 308) (395) (4 471)
TOTAL ACTIF 289 ‐ ‐ 289 316 ‐ ‐ 316
(1) Pensions de retraite et indemnités de départ en retraite.
(2) Avantage en nature énergie, régimes de prévoyance, gratuités et autres avantages postérieurs à l’emploi.
(3) Médailles du travail et autres avantages à long terme.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




18.3.3 Composantes de la charge de l’exercice

Les charges constatées en 2023 et 2022 au titre des retraites et engagements assimilés à prestations définies sur
l’exercice se décomposent comme suit :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Coûts des services rendus de la période 248 372
Pertes et gains actuariels (1) 32 (116)
Profits ou pertes sur réductions, cessations, liquidations de régimes (2) 42 6
Total comptabilisé en résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du
résultat net des entreprises mises en équivalence 322 261
Charge d'intérêts nette 170 93
Total comptabilisé en résultat financier 170 93
TOTAL 492 354
(1) Sur avantages à long terme.
(2) Y compris l’impact de la réforme des retraites en 2023 impactant le régime IEG pour 56 millions d’euros.


18.3.4 Politique et stratégie de couverture des engagements

Lorsque les plans à prestations définies font l’objet d’une couverture financière, les actifs sont investis au travers de fonds
de pensions et/ou de compagnies d’assurance. La répartition entre ces grandes catégories diffère pour chaque plan selon
les pratiques d’investissement propres aux pays concernés. Les stratégies d’investissement des plans à prestations
définies visent à trouver un bon équilibre entre le retour sur investissement et les risques associés.

Les objectifs d’investissement se résument ainsi : maintenir un niveau de liquidité suffisant afin de payer les pensions de
retraites ou autres paiements forfaitaires ; et, dans un cadre de risque maîtrisé, atteindre un taux de rendement à
long terme au moins égal au taux d’actualisation ou, le cas échéant, aux rendements futurs demandés.

Lorsque les actifs sont investis au travers de fonds de pension, les stratégies d’investissement sont déterminées par les
organismes de gestion de ces fonds. Concernant les plans français, lorsque les actifs sont investis via une compagnie
d’assurance, cette dernière gère le portefeuille d’investissements dans le cadre de contrats en unités de compte ou de
contrats en euros, dans un cadre de risque et une gestion adaptés à l’horizon long terme des passifs.

La couverture des engagements peut être analysée comme suit :

Juste valeur Total
Dette des actifs de Plafonnement engagement
En millions d'euros actuarielle couverture d'actifs net
Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds (4 063) 3 382 (56) (737)
Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements (1 365) 1 686 (2) 319
Plans non financés (4 501) ‐ ‐ (4 501)
AU 31 DÉCEMBRE 2023 (9 929) 5 068 (58) (4 919)
Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds (3 886) 3 391 (63) (558)
Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements (1 360) 1 788 (4) 424
Plans non financés (4 021) ‐ ‐ (4 021)
AU 31 DÉCEMBRE 2022 (9 267) 5 180 (68) (4 156)


L’allocation des catégories d’actifs de couverture en fonction des principales catégories d’actifs est la suivante :

En % 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Actions 26 27
Obligations souveraines 26 25
Obligations privées 33 35
Actifs monétaires 4 4
Actifs immobiliers 3 2
Autres actifs 8 8
TOTAL 100 100


La part des actifs de couverture cotés sur un marché actif est de 100% au 31 décembre 2023.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




Le rendement réel des actifs des entités participant au régime des IEG s’est établi à 7,7% en 2023.

Le rendement réel des actifs de couverture des entités belges du Groupe en 2023 s’est élevé à environ 6,9% en assurance
de groupe et à environ 9,3% en fonds de pension.

L’allocation des actifs de couverture par zone géographique d’investissement est la suivante :

Amérique du Amérique Reste du
En % Europe Nord Latine Asie - Océanie monde Total
Actions 45 34 7 12 2 100
Obligations souveraines 74 3 19 1 3 100
Obligations privées 64 27 1 5 4 100
Actifs monétaires 29 ‐ 3 ‐ 68 100
Actifs immobiliers 68 3 5 ‐ 24 100
Autres actifs 10 ‐ ‐ ‐ 89 100


18.3.5 Hypothèses actuarielles

Les hypothèses actuarielles ont été déterminées pays par pays et société par société, en relation avec des actuaires
indépendants. Les taux pondérés des principales hypothèses actuarielles sont présentés ci-après :

Autres avantages
Retraites postérieurs à l'emploi Avantages à long terme Total des engagements
2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022
Taux Zone euro 3,5% 3,8% 3,5% 3,8% 3,5% 3,8% 3,5% 3,8%
d'actualisation Zone UK 5,2% 4,1% - - - - - -
Zone euro 2,0% 2,1% 2,0% 2,1% 2,0% 2,1% 2,0% 2,1%
Taux d'inflation
Zone UK 3,5% 3,9% - - - - - -


18.3.5.1 Taux d’actualisation et d’inflation

Le taux d’actualisation retenu est déterminé par référence au rendement, à la date de l’évaluation, des obligations émises
par des entreprises de premier rang, pour une échéance correspondant à la duration de l’engagement.

Les taux ont été déterminés pour chaque zone monétaire à partir des données sur le rendement des obligations AA.
Pour la zone euro, les données (issues de Bloomberg) sont extrapolées pour les maturités longues à partir du rendement
des obligations d’État.

Selon les estimations établies par le Groupe, une variation de plus (moins) 100 points de base du taux d’actualisation
entraînerait une baisse (hausse) de la dette actuarielle d’environ 13%.

Les taux d’inflation ont été déterminés pour chaque zone monétaire. Une variation du taux d’inflation de plus (moins)
100 points de base (à taux d’actualisation inchangé) entraînerait une hausse (baisse) de la dette actuarielle d’environ 13%.

18.3.6 Estimation des cotisations employeurs à verser en 2024 au titre des plans à
prestations définies

Le Groupe s’attend à verser, au cours de l’exercice 2024, des cotisations de l’ordre de 207 millions d’euros au profit de
ses régimes à prestations définies, dont un montant de 103 millions d’euros pour les sociétés appartenant au régime des
IEG. Pour ces dernières, les versements annuels sont effectués en référence aux droits acquis dans l’année et tiennent
compte, dans une perspective de lissage à moyen terme, du niveau de couverture de chaque entité.

18.4 Plans à cotisations définies

En 2023, le Groupe a comptabilisé une charge de 92 millions d’euros au titre des plans à cotisations définies souscrits au
sein du Groupe dont 8 millions concernant les régimes multi-employeurs aux Pays-Bas (contre 91 millions d’euros en 2022




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




dont 9 millions pour les régimes multi-employeurs aux Pays-Bas). Ces cotisations sont présentées en «Charges de
personnel» au compte de résultat.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS




NOTE 19 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS

Principes comptables

IFRS 2 prescrit de constater en charges de personnel les services rémunérés par des paiements fondés sur des actions.
Ces services sont évalués à la juste valeur des instruments accordés.

La juste valeur des plans d’attributions gratuites d’actions est estimée sur la base du cours de l’action à la date
d’attribution, en tenant compte de l’absence de dividende sur la période d’acquisition des droits, du taux de rotation de
la population concernée par chaque plan et de la probabilité de la performance marché du Groupe. L’estimation de la
juste valeur des plans tient compte également de l’incessibilité de ces instruments. La charge est étalée sur la période
d’acquisition des droits en contrepartie des capitaux propres.

Pour les actions de performance, attribuées de manière discrétionnaire et comportant des conditions de performance
externes, un modèle Monte Carlo est utilisé.



Les montants comptabilisés au titre des paiements fondés sur des actions sont les suivants :

Charge de la période
En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Offres réservées aux salariés (1) 1 (49)
Plans d'attribution d'actions gratuites/de performance (2) (3) (46) (40)
Plans d'autres sociétés du Groupe ‐ (3)
TOTAL (45) (92)
(1) Y compris Share Appreciation Rights émis dans le cadre des augmentations de capital réservées aux salariés, dans certains pays.
(2) À la suite de la revue des conditions de performance, la charge n’a pas été ajustée en 2023 (une charge complémentaire de
4,2 millions d’euros a été comptabilisée en 2022).
(3) À la suite de la revue des conditions de présence, la charge n’a pas été ajustée en 2023 (une reprise de 9,8 millions d’euros a été
comptabilisée en 2022).


19.1 Actions de performance

19.1.1 Nouvelles attributions réalisées en 2023

Aucune attribution d’actions de performance aux cadres et dirigeants du Groupe n’a été actée en 2023.

19.1.2 Revue des conditions de performance interne des plans

Outre la condition de présence des salariés, certains plans d’actions gratuites et plan d’actions de performance sont
assortis d’une condition de performance interne. Lorsque cette dernière n’a pas été atteinte en totalité, les volumes
attribués aux salariés sont réduits conformément aux règlements des plans. Cette modification du nombre d’actions se
traduit par une réduction de la charge totale des plans conformément aux dispositions d’IFRS 2. L’appréciation de la
condition de performance est revue à chaque clôture.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES




NOTE 20 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

L’objet de cette Note est de présenter les transactions significatives qui existent entre le Groupe et ses parties liées.

Les informations concernant les rémunérations des principaux dirigeants sont présentées dans la Note 21 «Rémunération
des dirigeants».

Les transactions avec les coentreprises et les entreprises associées sont décrites dans la Note 3 «Participations dans les
entreprises mises en équivalence».

Seules les opérations significatives sont décrites ci-dessous.

20.1 Relations avec l’État français et les sociétés participations de l’État
français

20.1.1 Relations avec l’État français

Le capital du Groupe détenu par l’État au 31 décembre 2023 est de 23,64%, inchangé par rapport au 31 décembre 2022.
Il lui confère trois représentants au Conseil d’Administration sur un total de quatorze administrateurs (une administratrice
représentant l’État nommée par arrêté, deux administrateurs nommés par l’Assemblée Générale des actionnaires sur
proposition de l’État).

L’État détient 33,80% des droits de vote théoriques (ou 33,95% des droits de vote exerçables) contre 33,56% à fin
décembre 2022.

Le 22 mai 2019, la loi PACTE («Plan d’action pour la croissance et la transformation des entreprises») a été promulguée.
Elle permet à l’État de disposer librement de ses actions au capital d’ENGIE.

L’État dispose par ailleurs d’une action spécifique destinée à préserver les intérêts essentiels de la France, relatifs à la
continuité ou la sécurité d’approvisionnement dans le secteur de l’énergie. Cette action spécifique confère à l’État, et de
manière pérenne, le droit de s’opposer aux décisions d’ENGIE s’il considère ces décisions contraires aux intérêts de la
France.

Les missions de service public dans le secteur de l’énergie sont définies par la loi du 3 janvier 2003.

Les tarifs d’acheminement sur le réseau de transport GRTgaz, sur le réseau de distribution de gaz en France, ainsi que
les tarifs d’accès aux terminaux méthaniers français et les revenus relatifs aux capacités de stockage sont régulés.

La fin des tarifs réglementés de vente («TRV») de gaz et la restriction des TRV d’électricité aux particuliers et petits
professionnels sont organisées par la loi Énergie-Climat («LEC») promulguée le 8 novembre 2019. Les TRV gaz ont pris
fin au 1er juillet 2023.

20.1.2 Relations avec EDF

Gaz de France SA et EDF avaient signé le 18 avril 2005 une convention définissant leurs relations concernant les activités
de distribution suite à la création, au 1er juillet 2004, de l’opérateur commun des réseaux de distribution d’électricité et de
gaz, EDF Gaz de France Distribution. En application de la loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie qui
prévoit la filialisation des réseaux de distribution de gaz naturel et d’électricité portés par les opérateurs historiques, les
entités Enedis SA, filiale d’EDF SA, et GRDF SA, filiale d’ENGIE SA, ont été créées respectivement au 1 er janvier 2007 et
au 31 décembre 2007, et opèrent dans la suite de la convention existant antérieurement entre les deux opérateurs. Avec
le déploiement des compteurs communicants, pour l’électricité et pour le gaz, les activités «communes» opérées par les
deux distributeurs ont été amenées à évoluer fortement. Les activités restantes mixtes concernent principalement, la




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES




gestion des stocks, les domaines des ressources humaines, de la médecine, de l’informatique de proximité et de la tenue
de la comptabilité.

20.2 Relations avec la CNIEG (Caisse Nationale des Industries
Électriques et Gazières)

Les relations avec la CNIEG, qui gère l’ensemble des pensions de vieillesse, d’invalidité et de décès des salariés et
retraités du Groupe affiliés au régime spécial des IEG, des agents d’EDF et des Entreprises Non Nationalisées (ENN) sont
décrites dans la Note 18 «Avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long terme».




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
163
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 21 RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS




NOTE 21 RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS

Les rémunérations des dirigeants présentées ci-après comprennent les rémunérations des membres du Comité Exécutif
et des administrateurs.

Le Comité Exécutif se compose de 10 membres au 31 décembre 2023 (identique au 31 décembre 2022).

Leurs rémunérations se décomposent de la façon suivante :

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Avantages à court terme 23 34
Avantages postérieurs à l'emploi ‐
Paiements fondés sur des actions 4 4
Indemnités de fin de contrat ‐
TOTAL 27 37




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
164
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 22 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, STOCKS, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS




NOTE 22 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, STOCKS,
AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS

Principes comptables

Conformément à IAS 1, le Groupe présente séparément dans l’état de la situation financière les actifs courants et non
courants, et les passifs courants et non courants. Au regard de la majorité des activités du Groupe, il a été considéré
que le critère à retenir pour la classification est le délai de réalisation de l’actif ou de règlement du passif : en courant si
ce délai est inférieur à 12 mois et en non courant s’il est supérieur à 12 mois.

Les stocks

Les stocks sont évalués au plus faible de leur coût et de la valeur nette de réalisation. La valeur nette de réalisation
correspond au prix de vente estimé dans le cours normal de l’activité, diminué des coûts attendus pour l’achèvement
ou la réalisation de la vente.

Le coût des stocks est déterminé en utilisant soit la méthode du premier entré – premier sorti, soit en utilisant la méthode
du coût moyen pondéré.

Le combustible nucléaire acquis est consommé dans le cadre du processus de production d’électricité sur plusieurs
années. La consommation de ce stock de combustible nucléaire est constatée au prorata des estimations de quantité
d’électricité produite par unité de combustible.

Stock de gaz

Le gaz injecté dans les réservoirs souterrains comprend le gaz «utile», soutirable sans avoir de conséquences
préjudiciables à l’exploitation ultérieure des réservoirs et le gaz «coussin», indissociable des stockages souterrains et
indispensable à leur fonctionnement (cf. Note 13.3 «Immobilisations corporelles»).

Le gaz «utile» est comptabilisé en stocks. Il est valorisé au coût moyen pondéré d’achat en entrée de réseau de
transport, y compris le coût de regazéification, toutes origines confondues.

Les sorties de stocks du Groupe sont évaluées selon la méthode du coût unitaire moyen pondéré.

Certains stocks sont utilisés dans le cadre de stratégies de trading et sont comptabilisés à la juste valeur, diminuée des
coûts de vente, conformément aux dispositions d’IAS 2. Les variations de juste valeur, diminuée des coûts de vente,
sont comptabilisées dans le résultat de la période au cours de laquelle est intervenue la variation.

Droits d’émission de gaz à effet de serre, certificats d’économie d’énergie, certificats verts

En l’absence de normes IFRS ou d’interprétations relatives spécifiquement à la comptabilisation notamment des quotas
d’émission de gaz à effet de serre, des certificats d’économie d’énergie et des certificats verts, le groupe a décidé de
comptabiliser les certificats en stock à leur valeur d’acquisition ou à leur coût de production. A la clôture de l’exercice,
un passif sera reconnu, le cas échéant, en cas d’insuffisance de certificats par rapport à l’obligation de
restitution. Lorsqu’il n’est pas couvert par des certificats en stock, ce passif est évalué au prix de marché ou, lorsque
c’est applicable, au prix des contrats à terme conclus.

Tax equity

Le Groupe ENGIE finance ses projets renouvelables aux États-Unis par le biais de structures dites de «tax equity»,
dans lesquelles une partie des fonds nécessaires est apportée par un «tax partner ». Celui-ci obtient, jusqu’à un niveau
de rendement préétabli, un droit préférentiel essentiellement sur les crédits d’impôts du projet qu’il pourra imputer sur
sa propre base taxable.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
165
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 22 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, STOCKS, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS




Les investissements réalisés par le tax partner remplissent la définition d’un passif en IFRS. Dans la mesure où le passif
de tax equity correspondant à ces avantages fiscaux ne donne pas lieu à une sortie de trésorerie pour l’entité projet, ce
passif n’est pas représentatif d’une dette financière et est comptabilisé en « autres passifs ».

Au-delà de sa désactualisation, le passif évolue essentiellement en fonction des crédits d’impôts alloués au tax partner
et reconnus en résultat.



22.1 Composition de la variation du besoin en fonds de roulement

Variation du BFR Variation du BFR
En millions d'euros au 31 déc. 2023 au 31 déc. 2022
Stocks 3 003 (2 115)
Créances commerciales et autres débiteurs 12 507 (11 614)
Fournisseurs et autres créanciers (13 554) 8 521
Créances, dettes fiscales (hors IS) et sociales (325) 1 545
Appels de marge et instruments financiers dérivés sur matières premières afférents aux activités de trading (1 113) 199
Autres (120) 1 040
TOTAL 397 (2 424)




22.2 Stocks

En millions d'euros 31 déc. 2023 31 déc. 2022
Stocks de gaz naturel, nets 2 218 4 628
Stocks d'uranium (1) 307 308
Quotas de CO2, certificats verts et d'économie d'énergie, nets 1 535 1 788
Stocks de matières premières autres que le gaz et autres éléments stockés, nets 1 283 1 420
TOTAL 5 343 8 145
(1) Des instruments financiers de couverture sont adossés à ces stocks d’uranium et représentent un montant de -1 million d’euros au
31 décembre 2023.


22.3 Autres actifs et autres passifs

31 déc. 2023 31 déc. 2022
Actifs Passifs Actifs Passifs
Non Non Non Non
En millions d'euros courant Courant courant Courant courant Courant courant Courant
Autres actifs et passifs 990 13 424 (3 614) (18 118) 766 18 294 (3 646) (23 583)
Créances/dettes fiscales ‐ 9 420 ‐ (10 415) ‐ 14 647 ‐ (16 863)
Créances/dettes sociales 531 16 (2) (2 503) 523 22 (2) (2 479)
Dividendes à payer/à recevoir ‐ 127 ‐ (20) ‐ 12 ‐ (23)
Autres 459 3 845 (3 613) (5 178) 243 3 614 (3 644) (4 218)



Les autres actifs non courants comprennent notamment une créance de 654 millions d’euros au 31 décembre 2023 vis-à-
vis d’EDF au titre des provisions nucléaires (162 millions d’euros au 31 décembre 2022).

Les autres passifs comprennent 2 140 millions d’euros d’investissements réalisés par des tax partners dans le cadre du
financement des projets renouvelables aux États-Unis par tax equity (1 981 millions d’euros au 31 décembre 2022).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES




NOTE 23 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES

Le Groupe est engagé dans le cours normal de ses activités dans un certain nombre de litiges et procédures au titre de la
concurrence avec des tiers ou avec des autorités judiciaires et/ou administratives (y compris fiscales).

Les principaux contentieux et enquêtes présentés ci-après sont comptabilisés en tant que passifs ou constituent, selon les
cas, des passifs éventuels ou des actifs éventuels.

Dans le cadre de ses activités, le Groupe est engagé dans un certain nombre de contentieux et d’enquêtes, devant des
juridictions étatiques, des tribunaux arbitraux ou des autorités de régulation. Les contentieux et enquêtes pouvant avoir un
impact significatif sur le Groupe sont présentés ci-après.

23.1 Renouvelables

23.1.1 Mexique – Renouvelables

En 2021, le gouvernement et les autorités publiques mexicaines ont adopté des positions et des mesures législatives et
réglementaires qui affectent directement les acteurs privés de l’énergie (en particulier, les producteurs d’énergie
renouvelable) et vont à l’encontre de la lettre et de l’esprit des dernières réformes du secteur énergétique mises en place
en 2013 et 2014. La constitutionalité et la légalité de certaines de ces mesures ont été attaquées dans le cadre de
poursuites judiciaires lancées par des organismes non gouvernementaux et des investisseurs privés, notamment par les
filiales d’ENGIE développant ou exploitant des projets renouvelables dans le pays. Ces procédures sont en cours. Un
projet de révision de la Constitution remettant substantiellement en cause le cadre régulatoire applicable au secteur
électrique a, par ailleurs, été déposé par le Président mexicain. Toutefois, le Congrès a rejeté les modifications
constitutionnelles proposées par le gouvernement, de sorte que la loi actuelle reste en vigueur.

23.2 Energy Solutions

23.2.1 Espagne – Púnica

Dans le cadre de l’affaire Púnica (procédure portant sur une affaire d’attribution de marchés), quinze collaborateurs de
Cofely España ainsi que la société elle-même avaient été mis en examen par le juge d’instruction en charge de l’affaire.
L’instruction pénale est clôturée depuis le 19 juillet 2021 ; Cofely España et huit (anciens) collaborateurs ont été renvoyés
devant le tribunal correctionnel. Cofely España a fait appel de cette décision le 30 septembre 2021. Le 9 mars 2022, cet
appel a été rejeté et la décision de renvoi confirmée. Les audiences devraient probablement débuter en 2024.

23.2.2 Italie – Procédure concurrence

Le 9 mai 2019, une amende de 38 millions d’euros a été infligée conjointement et solidairement à ENGIE Servizi SpA et
ENGIE Energy Services International S.A («ENGIE ESI») par l’Autorité de la Concurrence italienne («l’Autorité») pour
certaines prétendues pratiques anticoncurrentielles relatives à l’attribution du marché Consip FM4 2014. Un appel a été
interjeté devant le Tribunal Administratif Régional de Lazio (TAR Lazio). Le 18 juillet 2019, le TAR Lazio a suspendu le
paiement de l’amende. Le 27 juillet 2020, le TAR Lazio a annulé la décision de l’Autorité tant pour ENGIE Servizi SpA que
pour ENGIE ESI. Le 17 novembre 2020, l’Autorité a fait appel devant le Conseil d’État italien de la décision du TAR Lazio.
Le 9 mai 2022, le Conseil d’État a rejeté l’appel de l’Autorité et a confirmé l’annulation par le TAR Lazio de la décision de
l’Autorité. Le 13 juin 2022, deux sociétés (incluant Consorzio Innova dont les appels concernent ENGIE Servizi SpA et
ENGIE ESI) ont déposé un recours en révocation extraordinaire contre la décision du Conseil d’État devant le Conseil
d’État lui-même. Ce recours n’a pas d’effet suspensif. Par ailleurs, le 11 juillet 2022, ces mêmes sociétés ont également
déposé un recours contre la décision de rejet du Conseil d’État devant la Cour Suprême. A la suite du retrait de Consorzio
Innova de son recours devant la Cour Suprême, cette dernière a clôturé la procédure le 4 avril 2023. Le 21 juillet 2023, le




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
167
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES




Conseil d’État a rejeté l’appel de Consorzio Innova. Le Conseil d’État confirme ainsi la décision précédente du Conseil
d’État lui-même, confirmant ainsi l’annulation de la décision de l’Autorité concernant ENGIE Servizi SpA et ENGIE ESI.

23.2.3 Italie – Manitalidea

En 2012, dans le cadre d’un marché public lancé par CONSIP, ENGIE Servizi a créé une association momentanée
(«associazione temporanea di imprese» ou «ATI») avec la société Manitalidea en vue de déposer une offre dans le cadre
dudit marché. La participation de chacune des sociétés dans l’ATI a été organisée sur une base de 85% pour ENGIE
Servizi et de 15% pour Manitalidea. Le marché avait pour objet de fournir de l’énergie et des services d’entretien et de
maintenance à des hôpitaux.

En septembre 2012, 3 lots du marché public ont été attribués à l’ATI.

Le 11 mars 2022, la société Manitalidea a introduit, auprès du Tribunal Civil de Rome, une action en dommages et intérêts
contre ENGIE Servizi, faisant valoir, d’une part, qu’ENGIE Servizi n’aurait pas respecté les dispositions de l’accord
d’association momentanée relatives à la répartition des contrats entre les partenaires et, d’autre part, qu’en raison de cette
circonstance, Manitalidea aurait perdu une chance de développer son chiffre d’affaires. A la suite de la mise en faillite de
Manitalidea, la demande a été étendue pour viser la responsabilité prétendue d’ENGIE Servizi dans les déboires financiers
de Manitalidea et dans sa mise en faillite.

Le contentieux est toujours en cours.

23.3 Retail

23.3.1 Pérou – Antamina

En 2012, à la suite d’un appel d’offres portant sur l’achat annuel de 170 MW jusqu’en 2032, ENGIE Energía Perú S.A. a
conclu un contrat d’achat long terme de gaz avec la société minière péruvienne Antamina (le «Contrat»).

En 2021, Antamina a toutefois procédé à un nouvel appel d’offres portant sur un volume annuel identique et a conclu trois
contrats d’achat avec trois nouveaux fournisseurs pour une durée de six mois renouvelables à deux reprises. Ceci remet
en cause l’exclusivité et l’obligation de « take or pay » dont ENGIE Energía Perú S.A estimait bénéficier jusqu’en 2032 en
vertu du Contrat. A la suite de la conclusion de ces nouveaux contrats, Antamina a refusé, à partir de janvier 2022, de
prendre livraison de la quantité de gaz qui lui était dévolue en vertu du Contrat et, en conséquence, de payer la pénalité
équivalente.

Le 26 avril 2022, ENGIE Energía Perú S.A a assigné Antamina en arbitrage pour faire reconnaître le caractère exclusif du
Contrat et l’obligation pour Antamina de ne s’approvisionner qu’auprès d’ENGIE. La procédure vise également le paiement
des factures impayées depuis janvier 2022. La procédure d’arbitrage est régie par les règles du Centre d’arbitrage de la
Chambre de Commerce de Lima. Le 4 janvier 2023, ENGIE Energía Perú S.A a déposé son mémoire. La procédure est
en cours et la sentence est attendue pour début 2024.

23.3.2 GEMS

ENGIE a initié au début du quatrième trimestre 2022 un arbitrage contre Gazprom export LLC, visant entre autres (i) à
faire reconnaître l’inexécution par Gazprom export LLC de ses obligations de livraison de gaz vis-à-vis d’ENGIE au terme
de contrats de livraison de gaz long terme et (ii) à obtenir de Gazprom export LLC le paiement de pénalités contractuelles
ainsi que la réparation des dommages résultant de cette inexécution.

Cet arbitrage résulte de la situation de sous-livraison significative créée par Gazprom export LLC à compter de mi-juin
2022 vis-à-vis d’ENGIE, suivie, à la fin de l’été 2022, de la décision unilatérale de Gazprom export LLC de réduire ses
livraisons à ENGIE en raison d’un désaccord entre les parties sur l’application des contrats.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES




23.3.3 Chili – TotalEnergies

Le 3 janvier 2023, ENGIE ENERGÍA CHILE S.A a engagé une procédure d’arbitrage international contre TotalEnergies
Gas & Power Limited pour violation de ses obligations contractuelles dans le cadre d’un contrat de fourniture de GNL
conclu en août 2011. La procédure est en cours.

23.4 FlexGen

23.4.1 Italie – Vado Ligure

Le 11 mars 2014, le Tribunal de Savone a placé sous séquestre les unités de production au charbon VL3 et VL4 de la
centrale thermique de Vado Ligure, appartenant à Tirreno Power S.p.A. (TP), société détenue à 50% par le Groupe. Cette
mise sous séquestre se situe dans le cadre d’une enquête pénale à l’encontre de dirigeants et anciens dirigeants de TP
pour infractions environnementales et risques pour la santé publique. L’enquête a été clôturée le 20 juillet 2016. Le dossier
a été renvoyé au Tribunal de Savone pour traitement au fond ; la procédure de première instance a débuté le
11 décembre 2018 et s’est poursuivi en 2023.La responsabilité des anciens membres du Conseil d’administration et du
management a été mise en cause. Des parties civiles, dont notamment le ministère de l’environnement et le ministère de
la santé italiens, sont intervenues au procès pour réclamer des dommages et intérêts. Le 3 octobre 2023, l’ensemble des
26 administrateurs et directeurs ont été entièrement acquittés par le Tribunal de Savone. La filiale Tirreno Power SpA
détenue par ENGIE à 50% est également mise hors de cause. La décision a été notifiée en janvier 2024. Le parquet a
décidé d’interjeter appel de la décision en février 2024.

23.4.2 Brésil – Contestation d’un avis de rectification sur taxes PIS et Cofins

ENGIE Brasil Energia S.A. a a fait l’objet d’un redressement fiscal pour les exercices 2014, 2015, 2016 et 2018 en matière
de taxes fédérales sur la valeur ajoutée (PIS et COFINS) au titre de remboursements relatif à des combustibles utilisés
dans la production d'énergie par les centrales thermoélectriques. Le montant en jeu s’élève à un total de 693,6 millions de
real, dont 258,9 millions en principal.

La société conteste ces rectifications et a introduit des recours administratifs. Les recours administratifs relatifs aux
exercices 2014, 2015 et 2016 ont été rejetés et la société a porté le sujet devant les tribunaux. Le recours administratif
relatif aux exercices 2018 est en cours d’examen. Si ce recours administratif n’aboutit pas, l’affaire pourra également être
jugée par les cours et tribunaux judiciaires ordinaires.

En 2023, Diamante Geraçao de Energia (alors contrôlée par ENGIE Brasil Energia SA et propriétaire des centrales
thermoélectriques) a également été redressée au titre du traitement fiscal de remboursements de combustible
comparables tant en matière de taxes PIS et COFINS (exercices 2019 et 2020) que d’impôts sur les sociétés (exercice
2018). Le montant en jeu total s’élève à 542 millions de reals dont 260,5 millions en principal. Bien qu’ENGIE Brasil Energia
SA ait vendu cette société en 2021, elle reste financièrement engagée au titre de la garantie du passif sur les exercices
précédant la cession. La société conteste ces enrôlements et a introduit un recours administratif, qui est actuellement à
l’examen, avec un potentiel recours ultérieur devant les cours et tribunaux.

23.4.3 Italie – taxe exceptionnelle sur le secteur énergétique

En décembre 2022, ENGIE a introduit une action contre l’administration fiscale en vue d’obtenir le remboursement de la
taxe qu’elle a payée, en juillet et novembre 2022, pour un montant total de plus de 308 millions d’euros, en application des
deux décrets lois (n°21 et 50/2022) ayant créé une contribution exceptionnelle de solidarité à la charge des opérateurs du
secteur énergétique. ENGIE conteste la validité de l’assiette de cette taxe par rapport à l’objectif de la loi, sa compatibilité
avec la Constitution italienne ainsi que sa compatibilité avec les engagements européens de l’Italie (droit européen). En
décembre 2023, la Cour Constitutionnelle italienne a été saisie de la conformité de la taxe à la constitution par le tribunal
de première instance de Milan dans le cadre des procédures initiées par ENGIE.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
169
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES




23.4.4 EPC Flémalle

En novembre 2021, Electrabel SA a conclu un contrat EPC (Engineering, Procurement, Construction) avec SEPCO III
pour la construction d’une centrale à gaz à Flémalle (Belgique), dans le cadre du CRM (Capacity Rémunération
Mechanism).

En août 2022, Electrabel SA a résilié le contrat EPC avec SEPCO III pour non-exécution de ses obligations contractuelles
et a engagé en novembre 2022 une procédure d’arbitrage pour obtenir la réparation de son dommage.

SEPCO III a introduit une demande reconventionnelle contre Electrabel pour obtenir des dommages et intérêts couvrant
le prétendu préjudice qui aurait résulté de la résiliation du contrat.

23.5 Nucléaire

23.5.1 Prolongation de l’exploitation des unités nucléaires 2015-2025

Différentes associations ont introduit des recours à l’encontre des lois et décisions administratives ayant permis l’extension
de la durée d’exploitation des unités de Doel 1 et 2 devant la Cour constitutionnelle, le Conseil d’État et les tribunaux
ordinaires. La Cour constitutionnelle, le 22 juin 2017, a renvoyé l’affaire à la Cour de Justice de l’Union Européenne (CJUE)
pour questions préjudicielles. La CJUE, dans son arrêt du 29 juillet 2019, a considéré que la loi belge prolongeant la durée
d’exploitation des unités de Doel 1 et 2 (loi de prolongation Doel 1 et 2) a été adoptée sans procéder aux évaluations
environnementales préalables requises mais qu’il est possible de maintenir provisoirement les effets de la loi de
prolongation en cas de menace grave et réelle de rupture de l’approvisionnement en électricité et pour la durée strictement
nécessaire à une régularisation. Dans son arrêt du 5 mars 2020, la Cour constitutionnelle a annulé la loi de prolongation
Doel 1 et 2 tout en maintenant ses effets jusqu’à l’adoption par le législateur d’une nouvelle loi précédée de l’évaluation
préalable requise et comprenant une participation du public et une consultation transfrontalière, au plus tard jusqu’au
31 décembre 2022.

L‘évaluation environnementale et la consultation du public et transfrontalière ont été réalisées par l’État belge en 2021. Le
projet de loi reprenant la conclusion de cette évaluation et de la consultation a été voté par le Parlement fédéral belge le
11 octobre 2022 et a été publiée le 3 novembre 2022.

Le recours devant le Conseil d’État à l’encontre des décisions administratives ayant permis l’extension de la durée de vie
des unités de Doel 1 et Doel 2, est, par ailleurs, toujours pendant.

23.5.2 Mise à l’arrêt définitive des centrales de Doel 3 et Tihange 2

Différentes associations ont introduit des recours devant le Tribunal de Première Instance de Bruxelles à l’encontre
d’Electrabel, de l’État belge, de l’Agence de Sûreté nucléaire et/ou du réseau de transport d’électricité Elia pour contester
les décisions et actions de mise à l’arrêt des centrales de Doel 3 (intervenue le 23 septembre 2022) et/ou Tihange 2
(intervenue le 31 janvier 2023). Par un premier jugement en date du 16 novembre 2022, le Tribunal de Première Instance,
statuant en référé dans une des affaires, a confirmé les décisions et actions prises dans le cadre de la mise à l’arrêt. Les
requérants dans cette affaires se sont désistés de l’action au fond. Dans la seconde affaire, au fond, un jugement est
intervenu le 30 juin 2023 et a rejeté les mesures provisoires demandées parmi lesquelles la demande d’interdire à
Electrabel de poser des actes irréversibles dans le cadre de la mise à l’arrêt de Doel 3 et Tihange 2. L’affaire se poursuit
au fond sans calendrier précis à ce stade.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
170
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES




23.5.3 Recours à l’encontre de la décision du régulateur de l’énergie belge mettant en
œuvre la loi du 16 décembre 2022 introduisant un plafond sur les recettes issues
du marché des producteurs d’électricité

Un recours a été introduit par Electrabel auprès de la Cour des Marchés le 29 mars 2023 à l’encontre de la décision du
régulateur de l’énergie belge (la CREG) mettant en œuvre la loi du 16 décembre 2022 introduisant un plafond sur les
recettes issues du marché des producteurs d’électricité pour les revenus 2022. Un second recours en annulation a été
introduit par Electrabel devant la même Cour à l’encontre de la décision du même régulateur pour les revenus 2023.

Electrabel conteste la validité de ce plafonnement des recettes, en ce qu’il est contraire au Règlement européen qui
l’institue, notamment parce qu’il détermine les revenus issus du marché de façon fictive au moyen de présomptions et non
sur la base des recettes réellement perçues tel que cela est prévu par le Règlement, et qu’il est mis en œuvre de manière
rétroactive à partir du 1er août 2022 en dehors de la période visée par le Règlement. La Cour des Marchés a rendu son
arrêt dans la première affaire le 18 octobre 2023 estimant que le recours était recevable, prima facie fondé et a posé 3
questions préjudicielles à la Cour de Justice de l’Union Européenne. La deuxième affaire a été plaidée le 10 janvier 2024
et l’arrêt rendu le 31 janvier suspend le prononcé jusqu'à l'arrêt de la Cour de Justice l'Union Européenne de la première
affaire.

Un recours a également été introduit devant la Cour Constitutionnelle en juin 2023.

Outre les recours précités, une demande de restitution a été introduite pour la taxe 2022 ainsi qu’un recours en annulation
de celle-ci devant le Tribunal de première instance.

23.5.4 Procédure d’arbitrage en application de la convention Tihange 1 et Doel 1 et 2
suite à l’adoption de la loi du 16 décembre 2022 introduisant un plafond sur les
recettes issues du marché des producteurs d’électricité

Electrabel a notifié le 17 octobre 2023 le lancement d’une procédure d’arbitrage auprès d’un tribunal arbitral à constituer
pour violation des conventions signées pour la prolongation de Tihange 1 le 12 mars 2014 et de Doel 1 et Doel 2 le
30 novembre 2015 qui excluaient du fait des redevances payées notamment toutes autres charges en faveur de l’État (à
l’exception des impôts d’application générale) qui seraient liées à la propriété ou à l’exploitation de Tihange 1 ou de Doel 1
et Doel 2, aux revenus, production ou capacité de production de ces centrales ou à l’utilisation par celles-ci de combustible
nucléaire. Electrabel réclame, en application des conventions, à titre d’indemnité, le remboursement de la taxe payée au
titre de 2022 et le montant du prélèvement au titre de 2023 sur ces centrales.

23.6 Autres

23.6.1 Précompte

Par une proposition de rectification en date du 22 décembre 2008, l’Administration fiscale française a contesté le traitement
fiscal de la cession Dailly sans recours de la créance litigieuse de précompte opérée en 2005 par SUEZ (désormais
ENGIE) pour un montant de 995 millions d’euros (créance afférente aux montants de précompte payés au titre des
exercices 1999 à 2003). Le Tribunal Administratif de Montreuil a rendu un jugement favorable à ENGIE en 2019 ce qui a
conduit l’Administration fiscale à interjeter appel devant la Cour Administrative d’Appel de Versailles, qui a invalidé le
jugement du Tribunal en 2021. Le 14 avril 2023, le Conseil d’État a annulé l’arrêt de la Cour au motif que la créance cédée
devait être qualifiée de remboursement anticipé d’impôt non déductible, indépendamment du fait que l’état n’ait pas
autorisé son remboursement par l’établissement bancaire cessionnaire de la créance, et que le remboursement n’ait été
que partiel. Le Conseil d’État a renvoyé l’affaire à la Cour Administrative d’Appel de Versailles pour trancher en fonction
d’un mode opératoire qui revient à faire dépendre le traitement fiscal de la cession de créance litigieuse de 2005 de l’issue
du contentieux précompte proprement dit. La décision de la Cour d’Appel est attendue pour 2024.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
171
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES




Concernant le contentieux précompte proprement dit, le 1 er février 2016, le Conseil d’État a refusé l’admission du pourvoi
en cassation pour les demandes de remboursement de précompte afférent aux exercices 1999/2000/2001, et, le
23 juin 2020, la Cour Administrative d’Appel de Versailles a donné raison à ENGIE eu égard aux demandes de
remboursement relatives aux exercices 2002 et 2003 mais a rejeté celle afférente à l’exercice 2004. Compte tenu de la
cession des créances de précompte 2002/2003, les sommes ont été restituées à l’établissement bancaire cessionnaire.
L’affaire a été renvoyée devant le Conseil d’État par les deux parties. Le 27 mars 2023, le Conseil d’État a débouté ENGIE
de son pourvoi compte tenu de la décision du Conseil Constitutionnel d’octobre 2022. Le 30 juin 2023, le Conseil d’État a
débouté le Ministre de son pourvoi au titre de la créance 2002 en validant l’arrêt de la Cour, et, a renvoyé à la Cour
Administrative d’Appel de Versailles le soin de quantifier le montant de la créance de précompte 2003 restituable au vu
des règles qu’il a fixées en tenant compte des décisions préalables de la Cour de Justice de l’Union Européenne et du
Conseil Constitutionnel. Le 9 janvier 2024, la Cour a validé le calcul du précompte restituable proposé par l’Administration
fiscale sans répondre aux arguments d’ENGIE. Cette dernière entend ainsi se pourvoir devant le Conseil d’État.

Par ailleurs, à la suite d’une plainte d’ENGIE et de plusieurs groupes français, le 28 avril 2016, la Commission européenne
a envoyé un avis motivé à la France dans le cadre d’une procédure d’infraction considérant que le Conseil d’État ne
respectait pas le droit de l’Union européenne dans les décisions rendues au titre des litiges précompte, tels que ceux
d’ENGIE. La France ne s’étant pas mise en conformité, la Commission a saisi, le 10 juillet 2017, la Cour de Justice de
l’Union européenne pour manquement de la France. Le 4 octobre 2018, la Cour de Justice de l’Union Européenne a donné
partiellement raison à la Commission européenne. La France doit désormais revoir sa méthodologie pour déterminer le
quantum des remboursements de précompte dans les affaires définitivement jugées et celles encore en cours devant les
juridictions. Aucune action n’a été entreprise, à ce jour, en raison du contentieux parallèle sur le fondement de la Directive
90/435/CE.

23.6.2 Luxembourg – Procédure d’aide d’État

Le 19 septembre 2016, la Commission européenne a publié une décision d’ouverture de procédure d’enquête en matière
d’aide d’État concernant deux décisions anticipatives confirmatoires conclues avec l’État luxembourgeois, émises en 2008
et 2010, visant deux transactions similaires entre plusieurs filiales luxembourgeoises du Groupe. Le 20 juin 2018, la
Commission européenne a adopté une décision finale négative considérant qu’il existe une aide d’État du Luxembourg au
profit d’ENGIE. Le 4 septembre 2018, ENGIE a demandé l’annulation de la décision devant les juridictions européennes
contestant l’existence d’un avantage sélectif. Cette procédure n’étant pas suspensive, ENGIE a mis une somme de
123 millions d’euros sous séquestre le 22 octobre 2018 au titre de l’une des deux transactions visées, l’autre n’ayant fait
l’objet d’aucune matérialisation de l’aide. A l’issue de la procédure devant les juridictions européennes, cette somme sera
remise à ENGIE ou à l’État luxembourgeois en fonction de l’annulation ou non de la décision de la Commission.
Le 12 mai 2021, le Tribunal a rejeté les recours de l’État luxembourgeois et d’ENGIE confirmant ainsi la position de la
Commission européenne relative à l’existence d’une aide d’État accordée aux filiales luxembourgeoises du Groupe.
Le 22 juillet 2021, ENGIE a saisi la Cour de Justice de l’Union Européenne pour faire annuler la décision du Tribunal.
Le 5 décembre 2023, la Cour a donné raison à l’État luxembourgeois et à ENGIE en annulant tant l’arrêt du Tribunal que
la décision de la Commission en raison des erreurs commises dans le cadre de référence. ENGIE a récupéré la somme
de 123 millions mise en séquestre en janvier 2024 ce qui met définitivement fin au litige.

23.6.3 Pologne – Procédure concurrence

Le 7 novembre 2019, une amende de 172 millions de zlotys polonais (40 millions d’euros) a été infligée à ENGIE Energy
Management Holding Switzerland AG («EEMHS») pour ne pas avoir répondu à une demande de communication de
documents de l’Autorité de la Concurrence polonaise («UOKiK») dans le cadre d’une procédure ouverte par le UOKiK qui
suspecte un potentiel défaut de notification de la part d’EEMHS et d’autres investisseurs financiers impliqués dans le
financement du gazoduc Nord Stream 2 (procédure principale). EEMHS a interjeté appel devant la Cour de Protection de
la Concurrence. Le 7 novembre 2023, la Cour a réduit la sanction à environ 100 000 euros. Le UOKiK a fait appel de cette
décision devant la Cour d’appel de Varsovie (2nd degré). La procédure est pendante.

Dans le cadre de la procédure principale, le 6 octobre 2020, le UOKiK a prononcé une amende de 55,5 millions de zlotys
polonais (approximativement 12,3 millions d’euros) à l’encontre de EEMHS. Le UOKIK a également ordonné de mettre fin
aux accords de financement du projet Nord Stream 2. Le 5 novembre 2020, EEMHS a fait appel de cette décision devant
la Cour de Protection de la Concurrence («Cour»). La procédure d’appel suspend automatiquement l’exécution de




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
172
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES




l’ensemble des sanctions prononcées par le UOKiK. Le 21 novembre 2022, la Cour a annulé dans son intégralité la
décision du UOKiK. Le UOKiK a interjeté appel de cette décision. La Cour d’appel de Varsovie (2 nd degré) a confirmé le
16 octobre 2023 la décision de première instance qui avait annulé dans son intégralité la décision du UOKIK. Le UOKiK a
la possibilité de déposer un pourvoi en cassation.

23.6.4 Réclamation fiscale au Pays-Bas en matière de déductibilité d’intérêts

L’Administration fiscale néerlandaise refuse, sur base d’une interprétation contestable d’une modification légale intervenue
en 2007, la déductibilité d’une partie des intérêts (1,1 milliard d’euros) pris en charge sur le financement d’acquisitions de
participations aux Pays-Bas réalisées depuis 2000. A la suite du rejet par l’Administration fiscale néerlandaise du recours
administratif introduit contre l’enrôlement pour 2007, un recours motivé a été introduit en juin 2016 auprès du Tribunal de
première instance d’Arnhem. Le 4 octobre 2018, ce dernier a donné raison à l’Administration fiscale. Le 26 octobre 2020,
le jugement a été confirmé par la Cour d’appel d’Arnhem. ENGIE Energie Nederland Holding BV estime que la Cour a
commis des erreurs de droit et a mal motivé sa décision tant sur le terrain du droit néerlandais que du droit européen et,
partant, a introduit un pourvoi en cassation. En juillet 2022, la Cour de cassation a décidé de saisir la Cour de Justice de
l’Union européenne de questions préjudicielles afin que cette dernière juge de la compatibilité de la législation néerlandaise
en matière d’intérêts avec trois des libertés fondamentales européennes. En novembre 2023, s’est tenue l’audience de la
Cour de Justice de l’Union Européenne. Sa décision est attendue au cours du 1 er semestre 2024.

23.6.5 Prix de transfert du gaz

L’Inspection spéciale des impôts belge a adressé deux avis de rectification du résultat fiscal des exercices 2012 et 2013
pour un montant global de 706 millions d’euros considérant que le prix appliqué à la fourniture de gaz par ENGIE (alors
GDF SUEZ) à Electrabel S.A. était excessif. ENGIE et Electrabel S.A. contestent cette rectification et ont sollicité
l’ouverture d’une procédure amiable qui a été acceptée par la France et la Belgique en mai 2018. La procédure est en
cours entre les deux dont les positions respectives ont avancé fin 2022/début 2023 sans toutefois avoir abouti à fin
décembre 2023.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
173
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 24 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE




NOTE 24 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE

Aucun événement significatif n’est intervenu postérieurement à la clôture des comptes au 31 décembre 2023.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 25 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX




NOTE 25 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX

En application de l’article 222-8 du règlement de l’Autorité des marchés financiers, le tableau suivant présente les
informations sur les honoraires versés par ENGIE SA, ses filiales intégrées globalement et ses activités conjointes à
chacun des contrôleurs légaux chargés de contrôler les comptes annuels et consolidés du Groupe ENGIE.

L’Assemblée Générale d’ENGIE SA du 14 mai 2020 a décidé de renouveler le mandat de Commissaire aux comptes des
cabinets Deloitte et EY pour une période de six années couvrant les exercices 2020 à 2025.




Deloitte EY
Deloitte & EY &
En millions d'euros Associés Réseau Total Autres Réseau Total Total
Certification des comptes
individuels et consolidés et examen 5,0 6,8 11,8 5,7 9,5 15,1 26,9
limité
ENGIE SA 2,5 - 2,5 2,9 - 2,9 5,4
Entités contrôlées 2,5 6,8 9,3 2,8 9,5 12,2 21,5
Services autres que la certification
des comptes 0,7 0,7 1,4 1,5 2,2 3,7 5,1
ENGIE SA 0,6 ‐ 0,6 1,0 ‐ 1,1 1,6
Dont services requis par des
textes légaux et réglementaires 0,4 - 0,4 0,6 - 0,6 0,9
Dont autres missions d'audit 0,1 - 0,1 0,5 ‐ 0,5 0,6
Dont missions de revue de
contrôle interne - - - - - - -
Dont services de due diligence - - - - - - -
Dont missions fiscales 0,1 - 0,1 - ‐ ‐ 0,1
Entités contrôlées 0,1 0,7 0,8 0,5 2,2 2,6 3,4
Dont services requis par des
textes légaux et réglementaires ‐ 0,4 0,4 0,4 0,5 0,9 1,3
Dont autres missions d'audit 0,1 0,1 0,2 ‐ 0,2 0,2 0,4
Dont missions de revue de
contrôle interne - - - - - - -
Dont services de due diligence - - - - 1,1 1,1 1,1
Dont missions fiscales - 0,1 0,1 - 0,4 0,4 0,5
Total 5,6 7,5 13,1 7,1 11,7 18,8 31,9




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2023
175
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 26 INFORMATIONS RELATIVES À L’EXEMPTION DE PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE CERTAINES SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET
NÉERLANDAISES




NOTE 26 INFORMATIONS RELATIVES À L’EXEMPTION DE
PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE CERTAINES
SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET
NÉERLANDAISES

Certaines entités ne publient pas de comptes annuels en application des dispositions internes de droit luxembourgeois
(article 70 de la loi du 19 décembre 2002) et néerlandais (article 403 du Code civil) relatives à l’exemption de publication
et de contrôle des comptes annuels.

Il s’agit notamment de : ENGIE Energie Nederland NV, ENGIE Energie Nederland Holding BV, ENGIE Nederland Retail
BV, ENGIE United Consumers Energie BV, Electrabel Invest Luxembourg, ENGIE Treasury Management SARL et ENGIE
Invest International SA.




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Société anonyme au capital de 2 435 285 011 euros
Siège social : 1 place Samuel de Champlain
92400 Courbevoie – France
Tél. : +33 (0)1 44 22 00 00

SIREN : 542 107 651 RCS NANTERRE
TVA FR 13 542 107 651

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